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Hintergrund
der Erfindung
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Bohrungsprotokolle
sind Messungen, üblicherweise
in Bezug auf die Tiefe, ausgewählter
physikalischer Parameter von Erdformationen, durch die ein Bohrloch
verläuft.
Bohrungsprotokolle werden üblicherweise
dadurch aufgezeichnet, dass verschiedene Typen von Messinstrumenten,
die an einer integrierten Messplattform angeordnet sind, in ein
Bohrloch eingeführt
werden, wobei die Instrumente entlang des Bohrlochs bewegt werden
und die durch die Instrumente vorgenommenen Messungen aufgezeichnet
werden. Ein Typ der Bohrungsprotokollaufzeichnung enthält das Absenken
der Instrumente am Ende eines bewehrten Elektrokabels und das Aufzeichnen
der vorgenommenen Messungen in Bezug auf die Länge des in das Bohrloch ausgefahrenen
Kabels. Die Tiefe in dem Bohrloch wird aus der ausgefahrenen Länge des
Kabels gefolgert. Auf diese Weise vorgenommene Aufzeichnungen sind
im Wesentlichen direkt mit der Messtiefe in dem Bohrloch korreliert.
Weitere Verfahren für
die Messung enthalten ein Verfahren des "Protokollierens während des Bohrens" (LWD-Verfahren),
ein Verfahren des "Messens
während
des Bohrens" (MWD-Verfahren)
und ein Speicherprotokollierungsverfahren. Das LWD-Verfahren umfasst
das Befestigen der Instrumente an dem unteren Abschnitt einer zum
Bohren des Bohrlochs verwendeten Bohrwerkzeug-Baueinheit. LWD- und
Seilarbeitswerkzeuge werden üblicherweise
verwendet, um die gleichen Sorten von Formationsparametern wie etwa Dichte,
spezifischer elektrischer Widerstand, Gammastrahlen, Neutronenporosität, Sigma,
Ultraschallmessung usw. zu messen. MWD-Werkzeuge werden üblicherweise
verwendet, um Parameter zu messen, die dem Bohren eng zugeordnet
sind, wie etwa Bohrungsablenkung, Bohrungsazimut, Gewicht auf die
Bohrkrone, Schlammflussrate, Ringraum-Bohrlochdruck usw. Das Dokument
US 6 272 434 veranschaulicht
diese Technologie.
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Die
oben erwähnten
Bohrungsprotokollierwerkzeuge können über Seilarbeitskabel,
Gestängerohr, Rohrwendel,
Schlickleitung usw. in die und aus der Bohrung befördert werden.
Ferner ermöglichen
LWD- und MWD-Messverfahren
die Messung in dem Bohrstrang, während
die Bohrkrone schneidet, oder die Messung, während an einem Abschnitt eines
Bohrlochs vorbei, der zu einer früheren Zeit gebohrt worden ist,
ab- oder aufgefahren wird.
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Einige
Messwerkzeuge verwenden ein Druckmodulations-Telemetriesystem, das
den Druck eines Bohrfluids (Bohrschlamms) moduliert, das durch das
Innere der Bohrwerkzeugbaueinheit fließt, um Bohrungsprotokolldaten
zu erhalten. Allerdings wird eine viel größere Menge von Bohrungsprotokolldaten
in einer in dem Protokollinstrument angeordneten Aufzeichnungsvorrichtung
gespeichert, die abgefragt wird, wenn das Instrument aus dem Bohrloch
zurückgeholt
wird. Diese Informationen werden üblicherweise in Bezug auf die
Zeit aufgezeichnet. Daraufhin wird ein Datensatz der Instrumentposition
in dem Bohrloch in Bezug auf die Zeit, der an der Erdoberfläche hergestellt
wird, mit dem Zeit/Messungs-Datensatz
korreliert, der aus der Instrumentspeichervorrichtung ausgelesen
wird, um ein herkömmliches "Bohrungsprotokoll" der Messungen in
Bezug auf die Bohrlochtiefe zu erzeugen.
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Bohrungsprotokolle
werden üblicherweise
in graphischer Form dargestellt, wobei sie mehrere Gitter oder "Spuren" enthalten, von denen
jede für
jeden Messungstyp, der in der besonderen Spur dargestellt ist, von
einem ausgewählten
unteren Wert bis zu einem ausgewählten
oberen Wert skaliert ist. Zwischen den zwei Spuren ist üblicherweise
eine "Tiefenspur" oder Skale positioniert,
die die Tiefe in dem Bohrloch angibt. Je nach den Notwendigkeiten
des besonderen Nutzers können
in einer oder in mehreren der Spuren irgendeine Anzahl oder irgendein
Typ von Messungen dargestellt sein. Eine typische Bohrungsprotokolldarstellung
einer einzelnen Messung hat die Form einer im Wesentlichen ununterbrochenen
Kurve oder eines im Wesentlichen ununterbrochenen Linienzugs. Die
Kurven werden aus diskreten Messwerten interpoliert, die in Bezug
auf die Zeit und/oder Tiefe in einem Computer oder in einem computerlesbaren
Speichermedium gespeichert sind. Weitere Darstellungen enthalten
Graustufen- oder Farbskaleninterpolationen ausgewählter Messungstypen, um
das Äquivalent
eines sichtbaren Bilds der Bohrlochwand zu erzeugen. Solche "Bild"-Darstellungen haben sich
in bestimmten Typen der geologischen Analyse als nützlich erwiesen.
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Das
Interpretieren von Bohrungsprotokolldaten enthält die Korrelation oder andere
Verwendung einer sehr großen
Menge von Hilfsinformationen. Diese Hilfsinformationen enthalten
den geographischen Ort des Bohrlochs, geologische und Bohrungsprotokollinformationen
von angrenzenden Bohrungen und geologische/petrophysikalische A-priori-Kenntnis über die
Formationen. Weitere Informationen enthalten die Typen der verwendeten
Instrumente, ihre mechanische Konfiguration und Datensätze, die
sich auf ihre Kalibrierung und Wartung beziehen. Nochmals weitere
Typen von Informationen enthalten die tatsächliche Trajektorie des Bohrlochs,
das eine wesentliche geographische Strecke in der horizontalen Ebene
in Bezug auf den Oberflächenort
des Bohrlochs durchqueren kann. Weitere Informationen, die bei der
Interpretation von Bohrungsprotokolldaten nützlich sind, enthalten Daten über den
Fortschritt des Bohrens des Bohrlochs, über den Typ des in dem Bohrloch
verwendeten Bohrfluids und über
Umgebungskorrekturen, die auf die besonderen verwendeten Protokollinstrumente
anwendbar sind.
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Viele
dieser Hilfsinformationen sind auf irgendein mit einem besonderen
Typ eines Bohrungsprotokollinstruments aufgezeichnetes Bohrungsprotokoll
anwendbar. Zum Beispiel hat ein Instrument, das natürlich auftretende
Gammastrahlung ("Gammastrahlen") misst, Umgebungskorrekturen,
die nur dem Typ des Instruments entsprechen. Als ein Beispiel hat
jede Seilarbeits-Gammastrahlenvorrichtung mit einem ausgewählten Außendurchmesser
von einem besonderen Seilarbeitsbetreiber die gleichen Umgebungskorrekturen
für das "Schlammgewicht" (die Bohrfluiddichte).
Weitere Typen von Hilfsinformationen werden von dem Bohrlochbetreiber
(üblicherweise
eine Öl-
und Gasfördergesellschaft)
zur Verfügung
gestellt. Beispiele dieses Informationstyps enthalten den geographischen
Ort des Bohrlochs und irgendwelche Informationen von anderen Bohrlöchern in
der Umgebung. Nochmals weitere Typen von Hilfsinformationen enthalten
Datensätze
der Anfangskalibrierung und der periodischen Kalibrierung und Wartung
der besonderen Instrumente, die in einem besonderen Bohrloch verwendet
werden. Das Vorstehende ist nur eine kleine Teilmenge der Typen
von Hilfsinformationen, die bei der Interpretation eines besonderen
Bohrungsprotokolls verwendet werden können.
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1 zeigt
eine typische Art und Weise, in der Bohrungsprotokolldaten durch
eine "Seilarbeit" erfasst werden,
wobei eine Baueinheit oder ein "Strang" von Bohrungsprotokollinstrumenten
(der, wie weiter erläutert wird,
Protokollierungssensoren oder "Sonden" (8, 5, 6 und 3)
enthält)
an einem Ende eines bewehrten Elektrokabels (33) in eine
durch die Erde (36) gebohrte Bohrung (32) abgesenkt
wird. Das Kabel (33) wird mittels einer Winde (11)
oder mittels eines ähnlichen
auf dem Gebiet bekannten Beförderungsmittels
in die Bohrung (32) ausgefahren oder aus ihr eingefahren.
Das Kabel (33) überträgt elektrische
Leistung zu den Instrumenten (einschließlich der Protokollierungssensoren 8, 5, 6, 3)
in dem Strang und übermittelt
Signale, die den durch die Instrumente (einschließlich der
Protokollierungssensoren 8, 5, 6, 3)
in dem Strang vorgenommenen Messungen entsprechen, an eine Aufzeichnungseinheit
(7) an der Erdoberfläche.
Die Aufzeichnungseinheit (7) enthält eine Vorrichtung (nicht
gezeigt) zum Messen der ausgefahrenen Länge des Kabels (33).
Aus der ausgefahrenen Kabellänge
wird die Tiefe der Instrumente (einschließlich der Protokollierungssensoren 8, 5, 6, 3) in
dem Bohrloch (32) gefolgert. Die Aufzeichnungseinheit (7)
enthält
(nicht getrennt gezeigte) Ausrüstung
auf dem Gebiet gut bekannter Typen zur Herstellung eines Datensatzes
in Bezug auf die Tiefe der Instrumente (einschließlich der
Protokollierungssensoren 8, 5, 6, 3)
in dem Bohrloch (32).
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Die
Protokollierungssensoren (8, 5, 6 und 3)
können
von irgendeinem auf dem Gebiet für
die Erfindung gut bekannten Typ sein. Diese enthalten Gammastrahlensensoren,
Neutronenporositätssensoren,
elektromagnetische Induktionssensoren für den spezifischen elektrischen
Widerstand, Kernresonanzsensoren und Gamma-Gamma-(Boden- bzw. Volumen-)Dichte-Sensoren.
Einige Protokollierungssensoren wie etwa (8, 5 und 6)
sind in einem Sonden-"Dorn" (einem axial verlängerten
Zylinder) enthalten, der effektiv in der Nähe der Mitte des Bohrlochs
(32) oder zur Seite des Bohrlochs (32) verlagert
arbeiten kann. Weitere Protokollierungssensoren wie etwa ein Dichtesensor
(3) enthalten ein Sensorpad bzw. Sensorkissen (17),
das an einer Seite des Sensorgehäuses
(13) angeordnet ist, und haben darin eine oder mehrere
Erfassungsvorrichtungen (14). In einigen Fällen enthält der Sensor
(3) eine Strahlungsquelle (18) zum Aktivieren
der Formationen (36) in der Nähe des Bohrlochs (32).
Solche Protokollierungssensoren reagieren üblicherweise auf eine ausgewählte Zone
(9) an einer Seite des Bohrlochs (32). Außerdem kann
der Sensor (30) einen Kaliberarm (15) enthalten, der
sowohl zur Querverlagerung des Sensors (30) zur Seite des
Bohrlochs (32) als auch zur Messung eines offensichtlichen
Innendurchmessers des Bohrlochs (32) dient.
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Die
in 1 gezeigte Instrumentenkonfiguration soll das
Erfassen von "Bohrungsprotokoll"-Daten durch eine "Seilarbeit" lediglich in allgemeinen
Worten veranschaulichen und den Umfang der Erfindung nicht einschränken.
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2 zeigt
eine typische Konfiguration zum Erfassen von Bohrungsprotokolldaten
unter Verwendung eines Systems (39) zum Protokollieren
während
des Bohrens (LWD) und zum Messen während des Bohrens (MWD). Das
LWD/MWD-System (39) kann einen oder mehrere Schwerstangenabschnitte
(44, 42, 40, 38) enthalten,
die mit dem unteren Ende eines Gestängerohrs (20) gekoppelt
sind. Das LWD/MWD-System (39) enthält am unteren Ende eine Bohrkrone
(45), um das Bohrloch (32) durch die Erde (36)
zu bohren. In diesem Beispiel wird das Bohren durch Drehen des Gestängerohrs
(20) mittels eines Drehtischs (43) ausgeführt. Allerdings
kann das Bohren ebenfalls durch obere Antriebe und durch Rohrwendelbohren
mit Motoren im Bohrloch ausgeführt
werden. Während
der Drehung ist das Rohr (20) durch Ausrüstung an
einem Bohrturm (10) aufgehängt, die eine Drehbefestigung
(24) enthält,
die ermöglicht,
dass sich das Rohr (20) dreht, während sie zwischen dem Inneren
und dem Äußeren des
Rohrs (20) eine fluiddichte Abdichtung aufrechterhält. Schlammpumpen
(30) saugen Bohrfluid ("Schlamm") (26) aus
einem Behälter
oder aus einer Grube (28) an und pumpen den Schlamm (26),
wie durch den Pfeil (41) angegeben ist, durch das Innere
des Rohrs (20) durch das LWD/MWD-System (39) nach unten. Der
Schlamm (26) geht durch Öffnungen (nicht gezeigt) in
der Bohrkrone (45), um die Bohrkrone (45) zu schmieren
und zu kühlen
und um Bohrabfälle
bzw. Bohrklein durch einen Ringraum (34) zwischen dem Rohr
(20), dem LWD/MWD-System (39) und dem Bohrloch
(32) anzuheben.
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Die
Schwerstangenabschnitte (44, 42, 40, 38)
enthalten Protokollierungssensoren (nicht gezeigt) darin, die Messungen
verschiedener Eigenschaften der Erdformationen (36) vornehmen,
durch die das Bohrloch (32) gebohrt wird. Diese Messungen
werden üblicherweise
in einer Aufzeichnungsvorrichtung (nicht gezeigt) aufgezeichnet,
die in einem oder in mehreren der Schwerstangenabschnitte (44, 42, 40, 38)
angeordnet ist. Auf dem Gebiet bekannte LWD-Systeme enthalten üblicherweise einen oder mehrere
Protokollierungssensoren (nicht gezeigt), die wie oben beschrieben
Formationsparameter wie etwa die Dichte, den spezifischen elektrischen
Widerstand, Gammastrahlen, die Neutronenporosität, Sigma usw. messen. Auf dem
Gebiet bekannte MWD-Systeme
enthalten üblicherweise
einen oder mehrere Protokollierungssensoren (nicht gezeigt), die
ausgewählte
Bohrparameter wie etwa Neigung und azimutale Trajektorie des Bohrlochs
(32) messen. Außerdem stellen
MWD-Systeme die Telemetrie (das Kommunikationssystem) für irgendwelche
MWD/LWD-Werkzeug-Protokollierungssensoren
in dem Bohrstrang bereit. Weitere auf dem Gebiet bekannte Protokollierungssensoren
können
Sensoren für
die auf das LWD/MWD-System
(39) ausgeübte
Axialkraft (das Gewicht) sowie Stoß- und Schwingungssensoren
enthalten.
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In
einem der Schwerstangenabschnitte (44) enthält das LWD/MWD-System (39) üblicherweise
einen Schlammdruckmodulator (nicht getrennt gezeigt). Der Modulator
legt an den Fluss des Schlamms (26) in dem System (39)
und in dem Rohr (20) ein Telemetriesignal an, das durch
einen in dem Schlammflusssystem angeordneten Drucksensor (31)
erfasst wird. Der Drucksensor (31) ist mit Erfassungsausrüstung (nicht
gezeigt) in dem Oberflächenaufzeichnungssystem
(7A) gekoppelt, die die Wiedergewinnung und Aufzeichnung
von in der Telemetrieanordnung übertragenen
Informationen ermöglicht,
die durch den MWD-Abschnitt des LWD/MWD-Systems (39) gesendet
worden sind. Wie erläutert
wurde, enthält
die Telemetrieanordnung eine Teilmenge von Messungen, die durch
die verschiedenen Protokollierungssensoren (nicht getrennt gezeigt)
in dem LWD/MWD-System (39) vorgenommen werden. Die Telemetrie
der Protokollierwerkzeuge kann ebenfalls unter Verwendung eines
Seilarbeitskabels (nicht gezeigt) oder elektrischer MWD-Telemetrie
(d. h. unter Verwendung elektrischer Signale, die durch die Formation übertragen
werden) bestimmt werden. Der Rest der Messungen, die durch die Protokollierungssensoren
(nicht gezeigt) in dem LWD/MWD-System (39) vorgenommen
werden, kann zu dem Oberflächenaufzeichnungssystem
(7A) übertragen
werden, wenn das LWD/MWD-System
(39) aus dem Bohrloch (32) eingefahren wird.
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Auf ähnliche
Weise wie das in 1 gezeigte Seilarbeitserfassungsverfahren
und -system sollen das in 2 gezeigte
LWD/MWD-Erfassungssystem und -verfahren lediglich als ein Beispiel
dafür dienen,
wie unter Verwendung von MWD/LWD-Systemen Daten erfasst werden,
und den Umfang der Erfindung in keiner Weise einschränken.
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In 3 ist
eine typische eindimensionale Bohrungsprotokolldatendarstellung
gezeigt. Die in 3 gezeigte Datendarstellung
wird durch einen Betreiber an der Bohrstelle üblicherweise im Wesentlichen
vollständig
aus Daten hergestellt, die durch das Bohrungsprotokollinstrument
aufgezeichnet und in das Aufzeichnungssystem eingegeben werden.
Wie oben beschrieben wurde, werden die Bohrungsprotokolldaten üblicherweise
auf einer Gitterskale dargestellt, die mehrere Datenspuren (50, 54, 56)
enthält.
Die Spuren (50, 54, 56) enthalten einen
Kopf (57), der den Datentyp/die Datentypen angibt, für den/die
eine Kurve oder Kurven (51, 53, 55, 59)
in jeder Spur dargestellt ist/sind. Quer zwischen der ersten (50)
und der zweiten (54) Datenspur ist eine Tiefenspur (52)
angeordnet, die die gemessene Tiefe (oder ein alternatives Tiefenmaß wie etwa
die wahre vertikale Tiefe) der Daten zeigt. Alternativ können die
Tiefenspuren (52) eine Skale auf Zeitgrundlage verwenden.
In jeder der Spuren (50, 54, 56) sind
Datenkurven (51, 53, 55, 59)
dargestellt, die den in dem Kopf (57) gezeigten Informationen
entsprechen. Die Beispieldatendarstellung aus 3 ist
nur ein Beispiel für
Datendarstellungen, die mit einem Verfahren gemäß der Erfindung verwendet werden
können,
und soll den Umfang der Erfindung nicht einschränken.
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Eine
Darstellung wie etwa die in 3 gezeigte
kann in den verschiedenen Kurven (51, 53, 55, 59) "Ursprungs"-Daten wie etwa Werte
von Spannungen, Detektorzählwerte
usw. enthalten, die tatsächlich
durch die verschiedenen Protokollierungssensoren in dem Bohrungsprotokollinstrument
(in 3 nicht gezeigt) aufgezeichnet worden sind, oder
zeigt häufiger
durch die Protokollierungssensoren aufgezeichnete Werte, die in Werte
eines interessierenden Parameters wie etwa eines natürlichen
Gammastrahlungspegels, des spezifischen elektrischen Widerstands,
der Schalllaufzeit usw. umgewandelt worden sind. Diese Darstellungen
können
allgemein nur aus den Ursprungsdaten selbst und universell angewendeten
Skalierungs- und Korrekturfaktoren hergestellt werden. Nochmals
weitere Darstellungen der verschiedenen Kurven können Daten enthalten, auf die
Umgebungskorrekturen angewendet worden sind. Üblicherweise können Ursprungsdaten
und solche minimal korrigierten Daten an der Bohrstelle aufgezeichnet
werden, ohne dass es notwendig ist, wesentliche Mengen anderer Daten
als die Datenaufzeichnungen von den Instrumenten selbst einzugeben.
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Zusammenfassung
der Erfindung
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In
einem Aspekt bezieht sich die Erfindung allgemein auf ein Verfahren
zum Auswerten von Änderungen
für einen
Bohrlochabschnitt. Das Verfahren umfasst das Erfassen erster Protokolldaten,
die durch einen Protokollierungssensor während eines ersten Durchgangs
durch den Bohrlochabschnitt erfasst werden, das Erfassen zweiter
Protokolldaten von dem Protokollierungssensor während eines zweiten Durchgangs
durch den Bohrlochabschnitt, das Berechnen mehrerer Delta-Werte
zwischen den ersten Protokolldaten und den zweiten Protokolldaten,
das Ableiten einer beobachteten Wirkung unter Verwendung der mehreren
Delta-Werte, das Identifizieren einer Korrelation zwischen der beobachteten
Wirkung und einem ursächlichen
Ereignis und das Anzeigen der Korrelation auf einer Anzeigevorrichtung.
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In
einem Aspekt bezieht sich die Erfindung allgemein auf ein System
zum Auswerten von Änderungen für einen
Bohrlochabschnitt. Das System umfasst ein Bohrungsprotokolldaten-Erfassungssystem
zum Erfassen erster Protokolldaten und zweiter Protokolldaten von
einem Protokollierungssensor während
mehrerer Durchgänge
durch den Bohrlochabschnitt, ein Bohrungsprotokolldaten-Verarbeitungssystem
und eine Anzeigevorrichtung zum Anzeigen der Korrelation. Das Bohrungsprotokolldaten-Verarbeitungssystem
berechnet mehrere Delta-Werte zwischen den ersten Protokolldaten
und den zweiten Protokolldaten, leitet unter Verwendung der mehreren
Delta-Werte eine beobachtete Wirkung ab und identifiziert eine Korrelation
zwischen der beobachteten Wirkung und einem ursächlichen Ereignis.
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In
einem Aspekt bezieht sich die Erfindung allgemein auf ein Computersystem
zum Bewerten von Änderungen
für einen
Bohrlochabschnitt. Das Computersystem umfasst einen Prozessor, einen
Speicher, eine Speichervorrichtung, eine Computeranzeige und Software-Befehle,
die in dem Speicher gespeichert sind, um das Computersystem unter
der Steuerung des Prozessors freizugeben. Die Software-Befehle führen das
Sammeln erster Protokolldaten von einem Protokollierungssensor während eines
ersten Durchgangs durch den Bohrlochabschnitt, das Sammeln zweiter
Protokolldaten von dem Protokollierungssensor während eines zweiten Durchgangs
durch den Bohrlochabschnitt, das Berechnen mehrerer Delta-Werte
zwischen den ersten Protokolldaten und den zweiten Protokolldaten,
das Ableiten einer beobachteten Wirkung unter Verwendung der mehreren
Delta-Werte, das Identifizieren einer Korrelation zwischen der beobachteten
Wirkung und einem ursächlichen
Ereignis und das Anzeigen der Korrelation auf der Computeranzeige
aus.
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Weitere
Aspekte und Vorteile der Erfindung gehen aus der folgenden Beschreibung
und aus den beigefügten
Ansprüchen
hervor.
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Kurzbeschreibung
der Zeichnungen
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1 zeigt
eine typische Bohrungsprotokolldatenerfassung unter Verwendung eines
mittels Seilarbeit beförderten
Instruments.
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2 zeigt
eine typische Bohrungsprotokolldatenerfassung unter Verwendung eines
Systems des Protokolls während
des Bohrens/der Messungen während
des Protokollierens.
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3 zeigt
ein Beispiel einer Bohrungsprotokolldatendarstellung.
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4 zeigt
ein typisches vernetztes Computersystem.
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5 zeigt
einen Ablaufplan, der das Verfahren in Übereinstimmung mit einer Ausführungsform
der Erfindung ausführlich
schildert.
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6 zeigt
eine zweidimensionale Matrix in Übereinstimmung
mit einer Ausführungsform
der Erfindung.
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7 zeigt
eine Anzeige der Ursache-Wirkungs-Korrelation in Übereinstimmung
mit einer Ausführungsform
der Erfindung.
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Ausführliche
Beschreibung
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Anhand
der beigefügten
Zeichnung werden beispielhafte Ausführungsformen der Erfindung
beschrieben. Gleiche Gegenstände
in der Zeichnung sind mit den gleichen Bezugszeichen gezeigt.
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Um
ein gründlicheres
Verständnis
der Erfindung zu schaffen, sind in der folgenden ausführlichen
Beschreibung der Erfindung zahlreiche spezifische Einzelheiten dargelegt.
Allerdings ist für
den Durchschnittsfachmann auf dem Gebiet klar, dass die Erfindung
ohne diese spezifischen Einzelheiten verwirklicht werden kann. In
anderen Fällen
sind gut bekannte Merkmale nicht ausführlich beschrieben worden,
um zu vermeiden, dass die Erfindung verdeckt wird.
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Die
Erfindung kann auf praktisch irgendeinem Computertyp unabhängig von
der verwendeten Plattform realisiert werden. Wie in 4 gezeigt
ist, enthält
ein typisches vernetztes Computersystem (70) z. B. einen
Prozessor (72), zugeordneten Speicher (74), eine
Speichervorrichtung (76) und zahlreiche weitere Elemente
und Funktionalitäten
(nicht gezeigt), die für
die derzeitigen Computer typisch sind. Außerdem kann der Computer (70)
Eingabemittel wie etwa eine Tastatur (78) und eine Maus
(80) und Ausgabemittel wie etwa einen Monitor (82)
enthalten. Das vernetzte Computersystem (70) ist über eine
Netzschnittstellenverbindung (nicht gezeigt) mit einem Weitverkehrsnetz
(81) verbunden.
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Die
Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren und auf ein System zum Analysieren
einer Ursache und einer Wirkung beobachteter Änderungen in Bohrungsprotokolldaten
für einen
gegebenen Bohrlochabschnitt. Ferner wird die Analyse in einer Ausführungsform
angezeigt, wobei sie eine Korrelation zwischen beobachteten Änderungen
von Daten, die durch einen Protokollierungssensor während mehrerer
Durchgänge
durch einen gegebenen Bohrlochabschnitt erfasst werden, und einem
ursächlichen
Ereignis für
die beobachteten Änderungen
zeigt.
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5 zeigt
einen Ablaufplan einer Methodik zum Analysieren der Ursache und
der Wirkung beobachteter Änderungen
in Bohrungsprotokolldaten für
einen gegebenen Bohrlochabschnitt in Übereinstimmung mit einer Ausführungsform
der Erfindung. Anfangs werden auf der Grundlage von Antworten von
den Protokollierungssensoren Bohrungsprotokolldaten erfasst (Schritt 90).
Wie oben beschrieben wurde, können
an der integrierten Messplattform, z. B. einem Seilarbeitswerkzeug,
einem LWD-Werkzeug, einem MWD-Werkzeug usw., eine Vielzahl von Protokollierungssensoren
angeordnet sein. Obgleich in den hier gegebenen Beispielen LWD-Werkzeug-Messungen
verwendet werden, ist die in 5 gezeigte
Technik allgemein auf irgendeinen Bohrungsprotokolldatensatz anwendbar,
bei dem ausreichende Informationen zum Ableiten von Ursache-Wirkungs-Korrelationen
vorhanden sind.
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Das
LWD-Werkzeug erfasst Bohrungsprotokolldaten, während es in dem Bohrloch auf-
und abfährt. Wie
diskutiert wurde, können
die Bohrungsprotokolldaten die Messung ausgewählter Formationsparameter (d. h.
Gammastrahlen, spezifischer elektrischer Widerstand, Neutronenporosität, Dichte,
Sigma usw.) und/oder Bohrparameter (d. h. Bohrlochgröße, Werkzeugorientierung
usw.) enthalten. Während
des Fahrens entlang des Bohrlochs können die Protokollierungssensoren
mehrere Protokollierdurchgänge
durch einen vordefinierten Bohrlochabschnitt vornehmen. Der Bohrlochabschnitt
kann durch eine einzelne Position oder durch einen Abschnitt von
Positionen in dem Bohrloch definiert sein. Während des Zeitverlaufs zwischen
Protokollierungsdurchgängen
können
sich die Bohrungsprotokolldaten, die in dem Bohrlochabschnitt erfasst
werden, ändern, wobei
sie Änderungen
widerspiegeln, die an der Formation und/oder an Bohrparametern aufgetreten
sind. Für die Änderungen
kann es eine Vielzahl von Erklärungen
wie etwa Bohrlochfluideindringen in die Formation, Zerklüftung der
Formation wegen Zunahmen des Bohrlochdrucks, Formationsänderungen
wegen chemischer Wechselwirkung zwischen der Formation und den Bohrfluiden
usw. geben.
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Wenn
die Daten erfasst worden sind, werden die einer besonderen Formation
oder einem besonderen Bohrparameter zugeordneten erfassten Daten
für jeden
Durchgang des Protokollierungssensors in dem Bohrlochabschnitt verglichen.
Für jede
Formation oder für
jeden Bohrparameter wird der Delta-Wert berechnet, indem die Differenz
zwischen den der Formation oder dem Bohrparameter für die verschiedenen
Durchgänge des
Protokollierungssensors in dem Bohrlochabschnitt zugeordneten Daten
gebildet wird (Schritt 92). Zum Beispiel erfassen während des
Bohrens des Bohrlochs Protokollierungssensoren dem Formationsparameter zugeordnete
Bohrungsprotokolldaten des spezifischen elektrischen Widerstands.
Während
des ersten Durchgangs ist die Messung des spezifischen elektrischen
Widerstands in dem vordefinierten Bohrlochabschnitt 150 Ohm·m und
während
des zweiten Durchgangs ist die Messung des spezifischen elektrischen
Widerstands in demselben Bohrlochabschnitt 200 Ohm·m. Somit
ist der Delta-Wert für
den Formationsparameter des spezifischen elektrischen Widerstands
für diese
Zeitverlaufszeitdauer durch den vordefinierten Bohrlochabschnitt
50 Ohm·m.
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Unter
Verwendung der Delta-Werte für
die ausgewählte
Formation und/oder von Bohrparametern wird eine beobachtete Wirkung
abgeleitet (Schritt 94). Das Ableiten der beobachteten
Wirkung setzt die Erkenntnis fest, dass eine Änderung in dem Bohrloch aufgetreten
ist. In einer Ausführungsform
der Erfindung wird die beobachtete Änderung durch Vergleichen des
Delta-Werts einer besonderen Formation oder eines besonderen Bohrparameters
im Kontext mit anderen Delta-Werten abgeleitet. Zum Beispiel geben
ein kleiner Delta-Wert eines besonderen Formationsparameters und
ein großer
Delta-Wert von zwei Formationsparametern eine Änderung des Formationsparameters
in Form des Auftretens einer besonderen beobachteten Wirkung an.
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Allerdings
erfordert das Bestimmen der Ursache dieser beobachteten Wirkung
eine weitere Analyse. Durch Beobachten der Ursachen, die am meisten
empfindlich für
eine besondere beobachtete Wirkung sind, kann eine Korrelation zwischen
der beobachteten Wirkung und einem ursächlichen Ereignis identifiziert
werden (Schritt 96). Um die Empfindlichkeit eines besonderen
ursächlichen
Ereignisses zu bestimmen, das in einer Messung von Formations- oder
Bohrparametern eine beobachtete Wirkung verursacht, wird die Kreuzkorrelation
verschiedener Bohrungsprotokollmessungen verwendet. Die Korrelationen
können
sowohl im Zeit- als auch im Tiefenbereich hergestellt werden. Tiefen-Korrelationen
werden hergestellt, wenn sich die interessierenden Formationsparameter
auf die durch das LWD-Werkzeug gemessene Formation beziehen. Eine
Korrelation kann in einer von drei getrennten Kategorien liegen:
(1) keine wesentliche Korrelation zwischen der Ursache und der Wirkung;
(2) eine eineindeutige Korrelation zwischen Ursache und Wirkung;
und (3) eine mögliche
Ursache-Wirkungs-Korrelation.
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Ein
Beispiel dafür,
wo keine wesentliche Korrelation zwischen der Ursache und der Wirkung
vorhanden ist, ist es, wenn eine beobachtete Änderung der Neutronenporosität z. B.
als beziehungslos zu einer Änderung
des spezifischen elektrischen Widerstands des Schlamms gilt. Ein
Beispiel einer eineindeutigen Korrelation zwischen der Ursache und
der Wirkung ist es, wenn eine beobachtete Wirkung wie etwa der Delta-Wert
eines Kalibermesswerts, der höher
ist, allgemein als eine Angabe einer Änderung des Durchmessers des
Bohrlochs gesehen wird. Allerdings sollte zu dieser Schlussfolgerung
erst deduktiv gelangt werden, nachdem alternative Erklärungen wie
etwa Änderungen
der Bohrschlammparameter oder Zunahme des Bohrabfalls im Bohrloch
abgezogen worden sind. Ein Beispiel einer möglichen Ursache-Wirkungs-Korrelation
ist gezeigt, wenn eine Änderung
des spezifischen elektrischen Widerstands eine Formationszerklüftung angibt.
In diesem Fall sollte die Änderung
der Ursachenmessung zwischen den zwei Durchgängen durch einen Bohrlochabschnitt
unter Verwendung verwandter Diagnosemessungen (z. B. Delta Druck, äquivalente
Umlaufdichte, Profil des spezifischen elektrischen Widerstands usw.)
und/oder unter Verwendung von Delta-Werten für andere Formations- oder Bohrparameter
weiter untersucht werden, um erfolgreich eine Ursache-Wirkungs-Korrelation
mit höherer
Genauigkeit zu bestimmen.
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Wenn
die Korrelation identifiziert worden ist, kann sie auf einer Anzeigevorrichtung
angezeigt werden (Schritt 98). In einer Ausführungsform
der Erfindung ist eine graphische Nutzerschnittstelle vorgesehen,
die eine mehrdimensionale Matrix auf der Anzeigevorrichtung darstellt.
Die mehrdimensionale Matrix kann so ausgelegt sein, dass jede Zelle
in der Matrix eine der drei Kategorien von Korrelationen (d. h.
keine Korrelation, eineindeutige Korrelation oder mögliche Korrelation)
angibt.
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6 zeigt
eine zweidimensionale Matrix in Übereinstimmung
mit einer Ausführungsform
der Erfindung. Die zweidimensionale Matrix (100) enthält eine
Kopfzeile (102), die mögliche
Ursachen und die Mittel, um zu bestimmen, ob es eine wesentliche Änderung
der Ursachenparameter gegeben hat, definiert und eine Kopfspalte
(104), die die durch das LWD-Werkzeug vorgenommenen Hauptformationsparametermessungen definiert.
Für jede
mögliche
zwischen der beobachteten Wirkung und einem ursächlichen Ereignis identifizierte Korrelation
gibt es eine Zelle (108–214). In einigen
Fällen
einer solchen Zelle (126) kann es einen Buchstaben "N" oder eine graue Schattierung (nicht
gezeigt) in der Zelle geben, um keine wesentliche Korrelation zwischen der
Ursache und der Wirkung anzugeben. In anderen Fällen wie etwa in der Zelle
(138) kann es einen Buchstaben "P" oder
eine rosa Schattierung (nicht gezeigt) in der Zelle geben, um anzugeben,
dass die Korrelation zwischen Ursache und Wirkung eineindeutig ist.
Zusätzlich
kann es in einigen Fällen
wie etwa in der Zelle (128) einen Buchstaben "O" oder eine gelbe Schattierung (nicht
gezeigt) in der Zelle geben, um eine mögliche Ursache-Wirkungs-Korrelation
anzugeben.
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Wenn
die Matrix angezeigt wird, kann ein Nutzer Ursache und Wirkung beobachteter Änderungen
in den Bohrungsprotokolldaten für
einen gegebenen Bohrlochabschnitt analysieren. Es wird das Beispiel
einer Änderung
der Messung des Parameters des spezifischen elektrischen Widerstands
betrachtet. Die in 6 gezeigte zweidimensionale
Matrix gibt an, dass die Änderung
durch eine Änderung
des spezifischen elektrischen Widerstands des Schlamms (128),
der Formationstemperatur (132), der Bohrlochgröße (134),
des Bohrlochfluideindringens (138) und/oder der Zerklüftung der
Formation (136) bedingt sein könnte. Falls eine wesentliche Änderung
des beobachteten Parameters des spezifischen elektrischen Widerstands
auftritt, scheint üblicherweise
eine Ursache des erhöhten
Bohrlochfluideindringens nahe gelegt zu werden (wie es durch das "P" in der Zelle (138) angegeben
ist). Allerdings ist mit Bezug auf die Matrix und auf die Analyse
der Druckhistorie eine wesentliche Änderung des Drucks in der entsprechenden
Tiefe zu einer Zeit während
des Abschnitts zwischen der ersten und der zweiten Messung des spezifischen
elektrischen Widerstands gezeigt. Mögliche Ursachen könnten die
Formationszerklüftung
oder ein erhöhtes
Fluideindringen sein. Unter Berücksichtigung der
Matrix liegt ein Fehlen einer wesentlichen Wirkung auf die Dichte-
und PEF- und Sigma-Messung nahe, dass die Änderung nicht gleichförmig über das
Bohrloch auftritt, was somit angibt, dass eine Zerklüftung die wahrscheinlichste
Ursache der beobachteten Wirkung des Parameters des spezifischen
elektrischen Widerstands ist. Obgleich die Matrix in 6 weiter
ein Verständnis
der Physik jeder Messung erfordert, um eine Interpretation der Ergebnisse
vornehmen zu können,
wird eine solche Interpretation durch die Matrix erleichtert.
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7 zeigt
eine Datendarstellungsanzeige von Bohrungsprotokolldaten in einer
Weise, um in Übereinstimmung
mit einer Ausführungsform
der Erfindung eine Ursache-Wirkungs-Korrelation zu bestimmen. Die Bohrungsprotokolldaten
sind auf einer Gitterskale dargestellt, die mehrere Datenspuren
(218, 222, 226, 230, 234)
enthält.
Die Datenspuren (218, 226, 230, 234)
enthalten einen Kopf (216), der den Datentyp bzw. die Datentypen
angibt, für
den/die eine Kurve oder Kurven (220, 224, 228, 232, 234)
in jeder Spur dargestellt sind. Zwischen der ersten (218)
und der zweiten (228) Datenspur ist quer eine Tiefenspur
(222) angeordnet, die die gemessene Tiefe (oder ein alternatives
Tiefenmaß wie
etwa die wahre vertikale Tiefe) der Daten zeigt. Alternativ können die
Tiefenspuren (222) eine Skale auf Zeitgrundlage verwenden.
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Die
Datenspur (218) enthält
Daten, die verschiedene Messungen von Bohrparametern zeigen. Die
Datenspur (226) enthält
Daten, die verschiedene Messungen des spezifischen elektrischen
Widerstands zeigen. In einer Ausführungsform der Erfindung zeigt
die Datenspur (230) den spezifischen elektrischen Widerstand für zwei spezifische
Durchgänge
durch einen Bohrlochabschnitt und das absolute Delta der zwei Durchgänge, während die
Datenspur (234) ein prozentuales Delta für die zwei
spezifischen Durchgänge
durch einen Bohrlochabschnitt zeigt. Ferner geben Signalanzeigebalken
(238) prozentuale Änderungen
der Bohrungsprotokolldaten an, während
sie spezifische Datenkurven verfolgen, die sich auf Delta-Werte
für Druck-,
Kaliber- und Temperaturmessungen beziehen. Ferner ändern die
Signalanzeigebalken (238) je nach der prozentualen Änderung
der spezifischen Bohrungsprotokolldaten, die verfolgt werden, die
Farbe.
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Die
Beispieldatendarstellung aus 7 ist nur
ein Beispiel einer Datendarstellung, die mit einem Verfahren gemäß der Erfindung
verwendet werden kann, und soll den Umfang der Erfindung nicht einschränken.
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Dadurch,
dass die Datendarstellungsanzeige auf eindimensionale Weise wie
in 7 gezeigt analysiert wird, kann eine Erklärung oder
ein ursächliches
Ereignis für
eine beobachtete Wirkung bestimmt werden. Zum Beispiel ist in dieser
Datendarstellung zu sehen, dass die Änderung des spezifischen elektrischen
Widerstands, die durch die Datenkurve (232) in dem näherungsweisen
Bohrlochabschnitt von 7600–7640 (wie durch die
Tiefenkurve (224) gezeigt) zu sehen ist, wie durch den
schattierten Bereich (236) in der Datenspur (234) gezeigt
ist, mit einer 10–20%-igen Änderung
des Kalibers in einem Abschnitt der Bohrung korreliert. Auf der Grundlage
dieser Informationen kann eine Bestimmung vorgenommen werden, dass
der Großteil
der Änderung
durch ein erhöhtes
Formationseindringen bedingt ist, wobei die Lochvergrößerung eine
gewisse Wirkung durch den Bohrlochabschnitt hat, wie durch die geänderte Farbe
des Signals in der Delta-Kaliberspur (240) angegeben ist.
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Obgleich
die eindimensionale Ansicht einer Darstellung wertvolle Informationen
liefert, fügt
die Verwendung der Darstellung auf mehrdimensionale Weise unter
Verwendung der Kreuzkorrelation verschiedener Bohrungsprotokollmessungen
wesentliches Vertrauen in die Interpretation hinzu, dass eine besondere
Erscheinung (d. h. ein ursächliches
Ereignis) in einer Messung eine beobachtete Wirkung verursacht.
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In
einer Ausführungsform
der Erfindung verfeinert die Einführung von Gewichtungs- oder "Empfindlichkeits"-Multiplikatoren
zu den Zellen (
108–
214)
der Matrix die Technik weiter. Dementsprechend wird jedes der möglichen
ursächlichen
Ereignisse gemäß dem Grad
gewichtet, in dem sich eine Änderung
des ursächlichen
Ereignisses in der beobachteten Wirkung widerspiegelt. Der relative
Einfluss einer Änderung
(d. h. beobachteten Wirkung) auf ein gegebenes ursächliches
Ereignis könnte
dann berechnet werden als:
Die Summe
der relativen Wirkungen würde
eine klarere Angabe liefern, ob ein gegebenes ursächliches
Ereignis vorhanden ist.
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Ausführungsformen
der Erfindung können
einen der folgenden Vorteile haben. Die Erfindung ermöglicht die
Bestimmung eines Auftretens einer Änderung in dem Bohrloch und
die Identifizierung des wahrscheinlichen ursächlichen Ereignisses der Änderung.
Ferner ermöglicht
die Erfindung durch Ableiten der relativen Änderungen der Formationsparameter
in Bezug auf andere Parameter, die die Änderung erklären können, eine
verhältnismäßig leichte
Erkennung einer Änderung
in dem Bohrloch und eine visuelle Führung in Bezug auf die Empfindlichkeit
eines Formationsparameters für
die Änderung.
Ferner fügt
die Verwendung einer mehrdimensionalen Matrix in einer "zweidimensionalen" Weise unter Verwendung
der Kreuzkorrelation verschiedener Bohrungsprotokollmessungen wesentliches
Vertrauen in die Interpretation hinzu, dass ein besonderes ursächliches
Ereignis in einer Messung von Formations- oder Bohrparametern eine
beobachtete Wirkung verursacht. Für den Fachmann auf dem Gebiet
ist klar, dass die vorliegende Erfindung weitere Vorteile und Merkmale
enthalten kann.
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Obgleich
die Erfindung in Bezug auf eine beschränkte Anzahl von Ausführungsformen
beschrieben worden ist, ist für
den Fachmann auf dem Gebiet unter Nutzung dieser Offenbarung klar,
dass weitere Ausführungsformen
ersonnen werden können,
die nicht von dem wie hier offenbarten Umfang der Erfindung abweichen.
Dementsprechend sollte der Umfang der Erfindung nur durch die beigefügten Ansprüche beschränkt sein.
