DE68915116T2

DE68915116T2 - Öl- und Gasexplorationsverfahren und -anordnung.

Info

Publication number: DE68915116T2
Application number: DE68915116T
Authority: DE
Inventors: Chandra Shekhar Rai; Carl Henderson Sondergeld
Original assignee: BP Corp North America Inc
Current assignee: BP Corp North America Inc
Priority date: 1988-10-31
Filing date: 1989-10-26
Publication date: 1994-08-18
Anticipated expiration: 2009-10-27
Also published as: EP0367495A3; DE68915116D1; EP0367495B1; US5134271A; EP0367495A2; EG18740A; CA1315191C

Description

Die vorliegende Erfindung bezieht sich allgemein auf eine Vorrichtung und ein Verfahren zur Bearbeitung einer Vielzahl von Proben der unterirdischen Erdformationen und ist daher von Belang für geophysikalische Untersuchungen. Die Erfindung bezieht sich insbesondere auf ein Verfahren und eine Vorrichtung zur Erzielung ausgewählter physikalischer Eigenschaften aus Proben von einen Bohrschacht umgebenden unterirdischen Erdformationen sowie zur Erzielung inverser Profile aus den ausgewählten physikalischen Eigenschaften entlang der Länge des Bohrschachts, um das Öl- und Gasvorkommen der unterirdischen Erdformationen zu beurteilen.
Forscher haben bei der andauernden Suche nach Öl und Gas ein breites Feld geophysikalischer Untersuchungsverfahren sowohl zur Veranschaulichung unterirdischer Erdformationsstrukturen als auch zur Darstellung dieser Bilder entwickelt, die ebenso Abschätzungen ausgewählter Formationscharakteristika, wie z. B. Lithologie, Porosität, Dichte und Ausbreitungsgeschwindigkeit seismischer Energie in den Erdformationen liefern. Beispiele solcher geophysikalischer Untersuchungsverfahren sind seismische Vermessungen, Gravitationsvermessungen und magnetische Vermessungen. Das geophysikalische Hauptverfahren zur Öl- und Gasuntersuchung in der unterirdischen Erdformation ist die seismische Vermessung. Vereinfacht dargestellt, umfaßt eine seismische Untersuchung die Übertragung seismischer Energie in die Erde und die Aufzeichnung der Reaktion der Erde darauf. Die Reaktion der Erde kann sowohl gebrochene als auch reflektierte seismische Energie beinhalten. Während sich die seismische Energie durch die Erde ausbreitet, wird sie von den physikalischen Eigenschaften der darin enthaltenen Gesteine und Fluide kontrolliert. Unglücklicherweise können Forscher diese physikalischen Eigenschaften, die die Ausbreitung der seismischen Energie beeinflussen, nicht direkt aus den aufgezeichneten Vermessungsdaten messen. Vielmehr liefern seismische Untersuchungstechniken lediglich ein Maß der Zeit, die die seismische Energie benötigt, einen gewissen Weg zu durchqueren. Tatsächlich ist es in vielen Fällen unmöglich, den Weg, den die seismische Energie genommen hat, genau festzustellen. Wie kommt es angesichts solcher Unsicherheiten dazu, daß Forscher in der Lage sind, nur mit einer Zeitmessung Formationslithologie und Fluidgehalt abzuschätzen oder auch einfach die Formationsgeometrie, durch die sich die seismische Energie ausbreitet, zu rekonstruieren? Die Antwort ist ganz einfach, zumal Forscher dies nicht ohne die Hilfe zusätzlicher Information, wie z. B. Berechnungen der Ausbreitungsgeschwindigkeiten seismischer Energie im Gestein und der Gesteinsdichte sowie anderer physikalischer Gesteins- und Fluideigenschaften können. Verfahren zur Abschätzung der Ausbreitungsgeschwindigkeit und der Dichte als einer Funktion der Tiefe sind den Durchschnittsfachleuten allgemein bekannt; Geschwindigkeitsabschätzungen sind jedoch das schwächste Element in der Umrechnung seismischer Zeitdaten.
Häufig werden auf geophysikalischen Vermessungsdaten basierende Bohrungen unter Anwendung einer oder mehrerer Bohrungsmeßtechniken wie Akustikmessungen, Widerstandsmessungen, Neutronenmeßverfahren etc. meßtechnisch ausgewertet. Ergebnisse solcher Bohrungsmeßtechniken können dem Forscher mit ausgewählten physikalischen Eigenschaften, im allgemeinen über Bereiche von Interesse entlang der Bohrschachtlänge, versorgen. Forscher können mit solchen Bohrungsmeßtechniken bessere Abschätzungen der physikalischen Formationseigenschaften erhalten, um geophysikalische Vermessungsdaten auszuwerten. Jedoch muß berücksichtigt werden, daß solche Bohrungsmeßtechniken noch immer lediglich eine indirekte Messung der interessierenden physikalischen Formationseigenschaften liefern und meist nur auf ausgewählte Bereiche von Interesse innerhalb eines Bohrschachts beschränkt sind.
Gelegentlich werden Kernproben aus begrenzten Bereichen von Interesse innerhalb eines Bohrschachts während eines Transports zu einem Zentrallabor erhalten, so daß physikalische Eigenschaften der dem Bohrloch angrenzenden Formationen, wie z. B. Fluidgehalt der Probe (U.S. Patent 2,458,093 M. Muskat, et. al., 4. Januar 1949), Ölgehalt der Probe (U.S. Patent 2,531,083, A. L. Smith, 21. November 1950) und spezifischer elektrischer Widerstand der Probe (U.S. Patent 2,613,250, H. L. Bilhartz, et. al., 7. Oktober 1952) erhalten werden können. Solche Kernproben stellen unglücklicherweise im allgemeinen nur einen kleinen Teil der von dem Bohrschacht entlang seiner Länge durchquerten Formationslithologien dar. Außerdem kann die mit dem Transport der Proben zu dem Zentrallabor verbundene Verzögerung die Messung von physikalischen Eigenschaften bestimmter brüchiger Lithologien ausschließen oder schwerwiegend verschlechterte Messungen bestimmter Eigenschaften zur Folge haben. Während des Bohrvorgangs können Splitter, die von den unter der Oberfläche befindlichen Formationen abgebrochen sind, aus dem Spülschlamm zur Analyse an der Oberfläche aufgenommen werden. Normalerweise erkennen Forscher die Lithologie der unter der Oberfläche befindlichen Formationen aus solchen Splittern. Jedoch ist aufgrund der bloßen Natur ihres Transports an die Oberfläche die Bestimmung der exakten Tiefe im Bohrschacht, aus der die Splitter stammen, im allgemeinen nicht möglich. Demzufolge reichen Kernproben und Splitterproben weder aus, eine gleichmäßige Probenentnahme der Formationslithologien des Bohrlochs entlang der Länge des Bohrschachts zu liefern, noch reichen sie aus, die Tiefe des Ursprungs solcher Proben genau zu bestimmen, so daß Profile der Formationscharakteristika als eine Funktion der Tiefe über meistens die gesamte Länge des Bohrschachts nicht erzeugt werden können. Außerdem kann die bloße Natur der Splitterproben oftmals die Messung bestimmter Formationscharakteristika ausschließen (zum Beispiel Messung der Gesteinsgeschwindigkeit oder der Druckfestigkeit).
Der weitere Stand der Technik ist wie folgt. Erstens ist ein Verfahren zur in situ-Bestimmung der Kationen-Austauschkapazitäten von unter der Oberfläche liegenden Formationen aus dem United States Patent No. 4,263,509 bekannt. Ein Verfahren für die in situ-Untersuchung jeder von einem Bohrloch durchdrungenen, unter der Oberfläche liegenden Formation zur Feststellung der Kationen-Austauschkapazität einer solchen Formation innerhalb einer geologischen Region ist otfenbart. Eine Vermessung der natürlichen Gammastrahlung wird benutzt, um funktionell mit der Gesamt-Gammastrahlung und den Kalium-40-, Uran- und Thorium-Energiebandstrahlungen zusammenhängende Signale zu entwickeln. Ein erstes Bohrloch wird von einem Potential-Gammastrahlspektrometer durchquert, um ausgewählte Messungen der natürlichen Gammastrahlung zu liefern. Kernproben werden von der vermessenen Formation entnommen und Labortests durchgeführt, um die Kationen-Austauschkapazitäten derselben zu bestimmen. Die Kationen-Austauschkapazitäten werden damit ermittelt und dann mit ausgewählten, vom Gammastrahlspektrometer gelieferten Parametern korreliert, um funktionelle Beziehungen aufzustellen. Kationen-Austauschkapazitäten von Formationen in darauffolgenden Bohrlöchern innerhalb der Region werden dann unter Benutzung des Spektrometers zur Messung der natürlichen Gammastrahlung und dieser aufgestellten Beziehungen an Ort und Stelle bestimmt.
Zweitens ist eine Vorrichtung zum Photographieren von Bohrkernproben im United States Patent No. 3,373,440 offenbart. Bohrkernproben werden photographiert, indem sie Ende an Ende in einer Kette in derselben Reihenfolge, die sie vor der Entnahme aus dem Bohrloch eingenommen haben, auf einem Förderband angeordnet werden, das Förderband kontinuierlich bewegt wird, während der Verschluß einer auf die Kette gerichteten Kamera durch mit dem Förderband gekoppelte automatische Mittel so ausgelöst wird, so daß der Verschluß in gleichbleibenden Intervallen ausgelöst wird, während derer die Kette eine der Länge des Gesichtsfeldes der Kamera entsprechende Strecke zurücklegt, und der Film zwischen aufeinanderfolgenden Belichtungen um eine der Länge des bei jeder solchen Betätigung belichteten Films im wesentlichen gleiche Strecke vorgerückt wird, so daß ein kontinuierlicher Photostreifen der Kette entsteht.
Drittens ist aus dem United Kingdom Patent No. 1584060 ein Verfahren der maschinellen Bearbeitung von Bohrlochvermessungsdaten bekannt, die von bohrlochuntersuchenden Vorrichtungen stammen, welche die von Bohrlöchern durchquerten Erdformationen untersuchen. Das Verfahren beinhaltet: Ableitung einer Vielzahl von funktionell auf eine entsprechende Vielzahl verschiedener Erdformationscharakteristika bezogenen Messungen entlang von Bohrlochabschnitten, die Erdformationen in einem Gebiet durchqueren; Erstellung erster Datensätze, wobei jeder eine festgelegte Kombination der Messungen enthält; Kombinierung wenigstens eines festgelegten Teils der ersten Datensätze, um ein statistisches Modell von den durchquerten Erdformationen aufzustellen; und Kombinierung von zweiten Datensätzen, die von einem Bohrloch im gleichen Gebiet stammen, mit dem statistischen Modell, um zu bestimmen, welche Modifizierung der zweiten Datensätze notwendig sein könnte, um diese in eine bestimmte statistische Übereinstimmung mit dem statistischen Modell zu bringen.
Trotz der derzeitigen geophysikalischen Untersuchungsverfahren stehen dem Forscher keine direkten Meßmöglichkeiten der physikalischen Eigenschaften von den einen Bohrschacht entlang seiner Länge umgebenden Formationen zur Verfügung. Vielmehr müssen Versuche, geophysikalische Vermessungsdaten abzuschätzen bzw. zu bewerten und zu interpretieren, im allgemeinen von Abschätzungen der physikalischen Formationseigenschaften oder von indirekten Messungen der physikalischen Formationseigenschaften aus nur begrenzten Bereichen von Interesse unter der Erdoberfläche abhängen. Demzufolge sind die Forscher nicht in der Lage, die vertikale Ausdehnung ihrer geophysikalischen Vermessungsdaten mit direkten Messungen der physikalischen Eigenschaften der Erde genau zu eichen, um so das Öl- und Gasvorkommen der Untergrundformationen der Erde besser zu beurteilen.
Um die obengenannten Schwierigkeiten zu überwinden, trachtet die vorliegende Erfindung danach, ein neues Verfahren und Vorrichtung zum Erhalt ausgewählter physikalischer Eigenschaften von Proben aus den einen Bohrschacht umgebenden Untergrundformationen der Erde und zur Entwicklung inverser Profile der ausgewählten physikalischen Eigenschaften entlang der Länge des Bohrschachts zu schaffen. Forscher können derartige inversen Profile der ausgewählten physikalischen Eigenschaften benutzen, um Beckenanalysen durchzuführen, wobei die an einem oder mehreren Bohrschächten erhaltenen physikalischen Eigenschaften dazu benutzt werden können, geophysikalische Vermessungsdaten an jedem Bohrschachtstandort zu eichen und dann mit den geophysikalischen Vermessungsdaten diese physikalischen Eigenschaften auf andere Standorte im Becken zu extrapolieren, um das Öl- und Gasvorkommen der Untergrundformationen der Erde zu beurteilen.
Gemäß der vorliegenden Erfindung wird hier eine Vorrichtung zur Bearbeitung einer Vielzahl von Proben der Untergrundformationen der Erde geschaffen, um für jede Probe eine Vielzahl von für ihren ursprünglichen Zustand repräsentativen physikalischen Eigenschaften zu erhalten, die umfaßt: (a) ein eindeutiges maschinenlesbares Probencodeetikett für jede Probe; (b) eine Vielzahl von Meßstationen zur Messung einer Vielzahl von ausgewählten physikalischen Eigenschaften, wobei jede Meßstation zum Messen von wenigstens einer physikalischen Eigenschaft jeder Probe angepaßt ist und wobei es für jede Meßstation einen eindeutigen maschinenlesbaren Stationscode gibt; (c) Lesevorrichtung zum Einlesen der Probencodes und Stationscodes für eine Probe an einer ausgewählten Meßstation; und (d) eine zentrale Datenverarbeitungsvorrichtung (CPU) zum Starten der Messung von wenigstens einer physikalischen Eigenschaft einer Probe an einer ausgewählten Meßstation nach Eingang eines Stationscodes und eines Probencodes vom Lesemittel und zum Speichern der Messung der physikalischen Eigenschaft.
In einem verwandten Gesichtspunkt schafft die vorliegende Erfindung ein Verfahren zur Bearbeitung einer Vielzahl von Proben der Untergrundformationen der Erde an einer Vielzahl von Meßstationen, um so für jede Probe eine Vielzahl von für ihren in-situ Zustand repräsentativen physikalischen Eigenschaften zu erhalten, das die Schritte umfaßt: (a) Etikettieren jeder Probe mit einem eindeutigen maschinenlesbaren Probencode; (b) Zuteilung eines eindeutigen maschinenlesbaren Stationscodes zu jeder Meßstation; (c) maschinelles Einlesen des Probencodes und Stationscodes einer Probe an einer ausgewählten Meßstation in eine zentrale Recheneinheit (CPU); und (d) Einrichten der zentralen Recheneinheit, um auf den Eingang des Probencodes und des Stationscodes zu reagieren, zum Starten einer Messung von wenigstens einer physikalischen Eigenschaft der Probe an der ausgewählten Meßstation und zum Speichern der Messung der physikalischen Eigenschaft.
In einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung können einzelne Proben an ausgewählten Intervallen entlang der Länge eines Bohrschachts so erhalten werden, daß sie für die vom Bohrschacht entlang seiner Länge durchquerten Formationslithologien repräsentativ sind. Die einzelnen Proben können dann an der Bohrstelle mit einem transportierbaren Labor verarbeitet werden, so daß Messungen einer Vielzahl von für ihren ursprünglichen Zustand repräsentativen, ausgewählten physikalischen Eigenschaften der Untergrundformationen erhalten werden. Man kann von jeder physikalischen Eigenschaft ein inverses Profil als Funktion der Tiefe erstellen, mit dem Forscher geophysikalische Vermessungsdaten hinsichtlich der Öl- und Gasreserven bewerten können. Im einzelnen können Maße für Druckwellengeschwindigkeit, Scherwellengeschwindigkeit, Korndichte, Sättigungsdichte, Trockendichte, magnetische Suszeptibilität, Druckfestigkeit, und statische Elastizitätsmodule der Untergrundformationen, aus denen man auch Schallimpedanz und Porosität berechnen kann, bestimmt werden.
Inverse Profile von einer oder mehreren der physikalischen Eigenschaften können zur Durchführung von Beckenanalysen genutzt werden. Wenn sie für Beckenanalysen verwendet werden, können die physikalischen Eigenschaften jedes inversen Profils genutzt werden, um geophysikalische Vermessungsdaten des Beckens an einer oder mehreren Bohrlochstellen innerhalb des Beckens, von denen die inversen Profile erhalten wurden, zu eichen. Nach derartiger Eichung der geophysikalischen Vermessungsdaten, können Forscher dann mittels der geophysikalischen Vermessungsdaten die physikalischen Eigenschaften auf andere, von der Bohrlochstelle entfernte Standorte im Becken extrapolieren, um die Öl- und Gasreserven der Untergrundformationen der Erde an solchen entfernten Standorten zu bewerten.
In einer anderen bevorzugten Ausführungsform der Erfindung wird ein transportierbares Labor geschaffen, das besonders an die Bearbeitung einer großen Anzahl einzelner, entlang der Länge eines Bohrschachts erhaltener Proben in einer minimalen Zeitspanne an einer Bohrungsstelle angepaßt ist, so daß Messungen der physikalischen Formationenseigenschaften erhalten werden, die deren in-situ Zustand genauer widerspiegeln. Die rechtzeitige Messung von physikalischen Eigenschaften bestimmter brüchiger Lithologien (wie z.B. Schiefer) ist wesentlich, wenn überhaupt physikalische Eigenschaften erhalten werden sollen. Zusätzlich können die in situ-Messungen bestimmter phsikalischer Eigenschaften durch eine Verzögerung bei der Messung beträchtlich verschlechtert werden, z.B. Ausbreitungsgeschwindigkeiten seismischer Energie im Gestein und Porosität. Erstaunlicherweise wurde festgestellt, daß solche Eigenschaften einfach infolge einer Zeitverzögerung ihrer Messung über einen weiten Bereich variieren.
Das transportierbare Labor weist eine Vielzahl von hochautomatisierten Meßstationen auf, von denen jede mit einer zentralen Recheneinheit (CPU) verbunden ist. Durch Markierung jeder Probe mit einem eindeutigen maschinenlesbaren Probencode und jeder Meßstation mit einem eindeutigen maschinenlesbaren Stationscode können Lesemittel zum Einlesen des Probencodes jeder Probe und des Stationscodes einer ausgewählten Meßstation in die CPU vorgesehen werden. Nach Erhalt des gültigen Poben- und Stationscodes startet die CPU die Messung der Probe an der ausgewählten Meßstation und speichert die Messungen in einer mit dem eindeutigen Probencode verknüpften Datendatei. Die CPU kann ebenfalls weitere physikalische Eigenschaften aus ausgewählten, gemessenen physikalischen Eigenschaften berechnen. Das transportierbare Labor wird somit tatsächlich ein "papierloses" Labor, da die manuelle Aufzeichnung der Identität und der gemessenen und berechneten physikalischen Eigenschaften einer Probe überflüssig gemacht wurde. Das papierlose Labor vermindert Fehler, die meist mit der manuellen Aufzeichnung solcher Information verbunden sind, beträchtlich. Zusätzlich zu dem Starten solcher Messungen und der Aufzeichnung kann die CPU sowohl eine vorgeschriebene Folge von Messungen an einer bestimmten Meßstation starten als auch die gemessenen physikalischen Eigenschaften zur Erstellung von inversen Bohrprofilen der gemessenen Eigenschaften als Funktion der Tiefe sammeln, vergleichen und auswerten. Zusätzlich kann die CPU sowohl weitere physikalische Eigenschaften aus den gemessenen physikalischen Eigenschaften berechnen als auch geophysikalische Vermessungsdaten und Modelle an einer entfernten Stelle neu auswerten.
Die vorliegende Erfindung wird mit Bezug auf die folgenden Zeichnungen und der detaillierten Beschreibung, die rein exemplarisch sind, besser verständlich. Es zeigen:-
Figur 1 eine schematische Darstellung eines transportierbaren Labors gemäß der vorliegenden Erfindung;
Figur 2 ein verallgemeinertes Flußdiagramm für die Arbeitsweise jeder Meßstation im transportierbaren Labor;
Figuren 3 (a, b, c) inverse Geschwindigkeitsprofile, die von in ausgewählten Abständen entlang dreier einzelner Bohrschächte erhaltenen Proben gemessenen wurden;
Figuren 4 (a, b, c) inverse Porositätsprofile, die von in ausgewählten Abständen entlang dreier einzelner Bohrschächte erhaltenen Proben gemessenen wurden;
Figuren 5 (a, b, c, d, e, f) inverse Profile von Formationseigenschaften wie Dichte, Druckgeschwindigkeit (vp), Schergeschwindigkeit (vs)[,] vp/vs -Verhältnis, Impedanz- und magnetische Suszeptibilität von Proben, die meist in 3 Meter- (Zehn Fuß)-Abständen entlang der Länge des Bohrschachts erhalten wurden; und
Figuren 6 (a, b, c, d, e) geglättete inverse Profile von Dichte, Druckgeschwindigkeit (vp), Schergeschwindigkeit (vs), dem Verhältnis vp/vs beziehungsweise Formationsimpedanz, während Figur 6 (f) künstliche seismische Spuren darstellt, die durch Aufwickeln eines Quellensignals mit dem in Figur 5 (e) gezeigten inversen Formationsimpedanzprofil erhalten wurden;
Figuren 7 (a, b) in Fig. 7a einen Ausschnitt einer seismischen Vermessung; und Fig. 7b ein inverses Formationsimpedanzprofil, das von entlang der Länge des Bohrschachtes, der durch die Bohrturmstruktur in Fig. 7a angezeigt wird, gesammelten Proben erhalten wurde.
Die folgende Diskussion ist zum vollständigeren Verständnis der vorliegenden Erfindung bestimmt. In der andauernden Suche nach Öl und Gas benutzen Forscher eine Vielzahl von geophysikalischen und geologischen Vermessungstechniken, um Gebiete mit möglichen Öl- und Gasformationen zu erkennen. Aufgrund ihrer bloßen Natur liefern derartige geophysikalischen und geologischen Vermessungstechniken im allgemeinen nur indirekte Abschätzungen von ausgewählten Eigenschaften unter der Oberfläche liegender Erdformationen, die der Forscher zum Interpretieren möglicher Öl- und Gasformationen nutzt. Ferner hängen solche Vermessungstechniken meistens zumindest von Abschätzungen ausgewählter physikalischer Eigenschaften der Untergrundformationen der Erde ab, ehe irgendeine aussagekräftige Interpretation von entweder der Formationsstruktur oder deren Öl- und Gasvorkommen gemacht werden kann.
Zum Beispiel benutzen Forscher oftmals die Zeit, die seismische Energie zum Durchlaufen der Strecke von der Erdoberfläche zu einer reflektierenden Zone und wieder zurück benötigt, um Struktur, Lithologie, Porosität, Fluidgehalt sowie den von der seismischen Energie durchlaufenen Weg abzuleiten. Gleichermaßen können magnetische Vermessungen Abschätzungen der Formationsstruktur liefern. Jedoch messen geophysikalische und geologische Vermessungstechniken die interessierenden Eigenschaften im allgemeinen nicht direkt, sondern liefern lediglich indirekte Maße anderer Formationscharakteristika, aus denen es für den Forscher möglich ist, die interessierenden physikalischen Eigenschaften abzuschätzen.
Nachdem ein Bohrschacht gebohrt ist, können Bohrlochvermessungstechniken (wie Schallvermessungen, Vermessung des elektrischen Widerstands, Gammastrahlenvermessung, Schwerkraftvermessung, Neutronenvermessung, usw.) zusätzliche Abschätzungen der interessierenden Untergrundformationen liefern. Jedoch können durch solche Vermessungstechniken zusätzliche Fehlerquellen (wie Bohrlochunebenheit, Schlammverkrustung, wechselnde Bohrlochmaße, Bohrlochfluide und deren Schwankung) eingebracht werden, die die Qualität der Abschätzungen der physikalischen Formationseigenschaften nachteilig beeinflussen können. Gelegentlich sind Bohrschächte entkernt worden, um über begrenzte Intervalle einige Proben ausgewählter, dem Bohrschacht benachbarter Formationen zu liefern, von welchen direkte Maße erhalten werden können. Im allgemeinen werden solche Proben an einer Bohrstelle erhalten und dann einige Zeit später zu einer zentralen Meßeinrichtung gebracht. Es wurde nun jedoch festgestellt, daß sich bestimmte Formationseigenschaften (wie z. B. Geschwindigkeit und Porosität) wesentlich verändern können, wenn sie nicht kurz nach dem Entfernen aus dem Bohrschacht gemessen werden, während die physikalischen Eigenschaften für bestimmte brüchige Lithologien überhaupt nicht erhältlich sind, wenn es nicht innerhalb weniger Stunden nach deren Entfernen aus dem Bohrschacht durchgeführt wird. Darüberhinaus werden sogar für die nicht mit der Zeit beeinträchtigten, physikalischen Formationseigenschaften, die gemessenen physikalischen Eigenschaften meistens an nur etwa einer Handvoll Proben über ein sehr kurzes Intervall des Bohrschachts gemessen. Folglich stehen dem Forscher einfach keine direkten Messungen der physikalischen Formationseigenschaften über die gesamte Länge des Bohrschachts zur Verfügung. Daher ist der Wert solcher Informationen auf dem Bohrloch benachbarte Regionen, aus denen die Proben kommen, beschränkt, und es ist dem Forscher überlassen, nur mit Abschätzungen von physikalischen Eigenschaften unterirdischer Formationen die Bilanz seiner geophysikalischen Vermessungsdaten auszuwerten und zu interpretieren.
In einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung können Kernproben über im wesentlichen die ganze Länge eines Bohrschachts erhalten werden; jedoch ist ein wichtiger Gesichtspunkt der vorliegenden Erfindung, daß nur in ausgewählten Abständen entlang der Länge des Bohrschachts einzelne Proben der einen Bohrschacht umgebenden Erdformationen genommen werden müssen. Ein Kriterium zur Festsetzung der Abstände der Probenentnahme ist, daß im allgemeinen für jede vom Bohrschacht entlang seiner Länge durchquerte Formationslithologie einzelne Proben erhalten werden. Da die physikalischen Eigenschaften der den Bohrschacht umgebenden Formationen ebenfalls benutzt werden können, um geophysikalische Vermessungsdaten (z. B. seismische Vermessungsdaten) auszuwerten und zu eichen, setzt der minimale Auflösungsabstand der ausgewerteten geophysikalischen Vermessungsdaten ein weiteres Kriterium für den Abstand der Probenentnahme fest. Typischerweise haben seismische Daten den feinsten Auflösungsabstand aller geophysikalischen Vermessungstechniken (etwa 30 m (100 ft)). In der Praxis wurde festgestellt, daß ein Abstand der Probenentnahme einer Probe alle 3 m (10 ft) sowohl dem Kriterium der Lithologiewechsel als auch dem Kriterium des minimalen Auflösungsabstands der geophysikalischen Vermessung angemessen Rechnung trägt, so daß sich die Probleme eher auf heterogene als auf homogene Erdformationen richten, wodurch die physikalischen Eigenschaften der Proben mit geophysikalischen Vermessungsdaten in Beziehung gesetzt werden können, ohne systematische Fehler durch die Probenentnahme einzubringen.
In einer anderen bevorzugten Ausführungsform der Erfindung wird ein transportierbares Labor geschaffen, um Proben zu bearbeiten, die von den einen Bohrschacht entlang seiner Länge umgebenden Erdformationen erhalten werden. Da rechtzeitiges Messen bestimmter physikalischer Eigenschaften und bestimmter Lithologien wichtig sein kann, ist das transportierbare Labor vorzugsweise für Feldbetrieb in der Nähe des Bohrschachts ausgelegt. Gewöhnlich weist das transportierbare Labor eine Vielzahl von Meßstationen auf, von denen jede zur Messung zumindest einer physikalischen Eigenschaft jeder Probe angepaßt ist. Zusätzlich enthält das transportierbare Labor eine zentrale Recheneinheit zur Erkennung von Proben, zum Starten von Messungen an den Proben an ausgewählten Meßstationen und zur Speicherung der gemessenen physikalischen Eigenschaften in einer Probendatendatei.
Vor der Besprechung der Arbeitsweise jeder Meßstation des transportierbaren Labors A, wird die grundlegende Schrittfolge aller Arbeitsgänge mit Bezug auf die beiden Figuren 1 und 2 besprochen. Jeder Probe, die in das transportierbare Labor A kommt, wird ein eindeutiger maschinenlesbarer Probencode (der eine Bohrkennung, Datum und Tiefe beinhaltet) gegeben. Vorzugsweise sind diese Probencodes auf einem Etikett erfaßt, das zur Anbringung an jeder Probe angepaßt ist. Jeder Meßstation wird ein eindeutiger maschinenlesbarer Stationscode zugeteilt. Vorzugsweise sind Probencodes und Stationscodes Strichcodes, die mittels eines Laserstrichcodelesegeräts in eine zentrale Recheneinheit (CPU) eingelesen werden können. Als solches ist das transportierbare Labor A in der Lage, unter Verwendung vielfacher, asynchroner Fließwege eine große Anzahl von Proben an jeder der verschiedenen Meßstationen zu bearbeiten, bis jede Probe jede Meßstation durchlaufen hat. Zum Starten einer Meßfolge an einer Meßstation, wird der maschinenlesbare, einer ausgewählten Meßstation zugeteilte Stationscode (vorzugsweise ein Strichcode) unter Verwendung eines Laserstrichcodelesegeräts 70 in Schritt 100 in die CPU eingelesen. Die an der ausgewählten Meßstation zu messende Probe hat dann ihren eindeutigen maschinenlesbaren Probencode (vorzugsweise einen Strichcode), der mit einem Laserstrichcodelesegerät 70 in Schritt 110 in die CPU eingelesen wird. Wenn der Stationscode und der Probencode beide gültige Codes sind, weist die CPU die ausgewählte Meßstation in Schritt 120 an, eine nur die ausgewählte Meßstation betreffende Folge von Messungen zu starten; der erhaltene Satz von Messungen wird dann in Schritt 130 in der CPU in einer mit dem eindeutigen Probencode der Probe verbundenen Probendatendatei gespeichert.

I. SYSTEM

Unter Bezug auf Figur 1, ist dort eine schematische Darstellung des transportierbaren Labors A gezeigt. Obwohl das transportierbare Labor A besonders an Felderfordernisse angepaßt ist, wird der Durchschnittsfachmann zu schätzen wissen, daß das transportierbare Labor vielen der Erfordernissen eines zentralen stationären Labors genügt. Im allgemeinen umfaßt das transportierbare Labor A eine Vielzahl von eindeutig identifizierten Meßstationen, die mit einer zentralen Recheneinheit (CPU), wie z. B. einem Hewlett-Packard 9000 Computer der Serie 500, verbunden sind und ein Laserstrichcodelesegerät 70, wie es von Intermec hergestellt wird. Die CPU enthält ebenfalls ein Massenspeichersystem (nicht gezeigt) zur Sammlung und Speicherung der physikalischen Eigenschaften, die von den verschiedenen, durch das transportierbare Labor A bearbeiteten Proben erhalten werden.
Insbesondere enthält das transportierbare Labor A eine elektronische Abmessungsvorrichtung 10 zur digitalen Messung von Probenlängen und -durchmessern. Die Abmessungsvorrichtung 10 umfaßt Paare entgegengesetzter linearer Spannungsverschiebungswandler (linear voltage displacement transducers) (LVDT), die so ausgelegt sind, um axiale und laterale Ausdehnungen jeder Probe zu messen. Das transportierbare Labor A enthält ebenfalls eine geeignete elektronische Waage 20, die so ausgelegt ist, um das Gewicht jeder Probe zu messen. Desweiteren ist ein elektronisch betriebenes Dichtemeßgerät 30 zur Messung der Korndichte jeder Probe vorgesehen; eine dreiachsige Belastungsapparatur 40 ist vorgesehen, um Messungen der Druckfestigkeit der Proben zu erhalten, sowie eine Eingabe zur Berechnung von Elastizitätsmodul (Young's modulus) und Poissonschem Beiwert jeder Probe zu liefern; ein elektronisches Meßgerät für die magnetische Suszeptibilität 50 ist vorgesehen, um ein Maß der magnetischen Suszeptibilität für ein gegebenes Gewicht der Probe zu erhalten; und ein Paar elektronisch betriebener Druckgeschwindigkeitszellen 60 ist zur Messung der Ausbreitungsgeschwindigkeiten von Druck(P), horizontalen Scher- (SH) und vertikalen Scher- (SV) Wellen in jeder Probe als Funktion des Drucks vorgesehen. Ein Laserstrichcodelesegerät 70 ist vorgesehen, um sowohl den eindeutigen, jeder Probe zugeteilten Probencode als auch den eindeutigen, jeder Meßstation zugeteilten Stationscode so in die CPU einzulesen, daß die CPU eine Meßfolge für eine Probe an einer ausgewählten Meßstation starten und die Ergebnisse dieser Messungen in einer Probendatendatei innerhalb des CPU- Speichers speichern kann. Die CPU sammelt all die Messungen von den verschiedenen Meßstationen für eine einzelne Probe in der Probendatendatei. Die individuellen Probendatendateien können auf einem Drucker oder Plotter 80 oder einem CRT-Bildschirm 90 angezeigt oder mittels einer Satellitenfunkstation 95 über Satellit zu einem zentralen Standort übertragen werden. Zusätzlich kann jede physikalische Eigenschaft der Probe entsprechend der Tiefe geordnet werden, um inverse Profile ausgewählter physikalischer Eigenschaften zu erzeugen, die die Formationen darstellen, welche den Bohrschacht entlang seiner Länge umgeben oder genutzt werden, um für Trendanalysen Koordinatendarstellungen ausgewählter physikalischer Eigenschaften zu entwerfen.
Das transportierbare Labor A der vorliegenden Erfindung liefert Mittel zum Erhalt von Messungen der folgenden physikalischen Eigenschaften von einzelnen, in ausgewählten Abständen entlang der Länge eines Bohrschachts genommenen Proben: Korndichte, Trockenrohdichte, Feuchtrohdichte, magnetische Suszeptibilität, Druckfestigkeit, Elastizitätsmodule und seismische Geschwindigkeiten (P, SH, SV) als Funktion des Drucks. Mit diesen direkten Messungen kann man viele andere physikalische Eigenschaften von Interesse berechnen. Zum Beispiel liefert die Differenz zwischen der Korndichte und der Trockenrohdichte eine Porositätsabschätzung; desgleichen liefert die Differenz zwischen den Feucht- und Trockenrohdichten eine weitere Abschätzung der Porosität. Desweiteren liefern Kombinationen von Feuchtdichte und seismischen Geschwindigkeiten dynamische Elastizitätsmodule, akustische Impedanz und Reflexionskoeffizienten. Stückweise Integration der seismischen Geschwindigkeit über das Tiefenintervall, aus dem Proben gezogen wurden, kann eine Abschätzung der Hin- und Rücklaufzeit ergeben, die zur Eichung der an einem seismischen Schnitt beobachteten Zeit auf eine tatsächliche Tiefe benutzt werden kann. Zusätzlich können künstliche seismische Spuren zur Eichung seismischer Vermessungsdaten erzeugt werden, indem ein inverses Profil der Formationsimpedanz mit einem seismischen Signal bekannter Kennzeichen aufgewickelt wird. Eine folgende vollständigere Diskussion wird Anwendungen der gemessenen physikalischen Eigenschaften und die daraus abgeleiteten inversen Profile ausführlich darstellen.

II. ARBEITSWEISE

Jeder einzelnen, in ausgewählten Abständen entlang der Länge eines Bohrschachts erhaltenen Probe wird ein eindeutiger maschinenlesbarer Probencode, vorzugsweise ein Strichcode, zugeteilt, der an der Probe angebracht oder an ihrem Probenhalter befestigt werden kann. Alle Meßfolgen beginnen durch Aufnahme des Meßstationscodes und Probencodes über das Strichcodelesegerät 70 in die CPU. Zukünftig wird so der Schritt des Einlesens von Stationscode und Probencode in der Arbeitsweise jeder Meßstation verstanden. Um die gewünschten Messungen an den verschiedenen, in Figur 1 gezeigten Meßstationen auszuführen, werden von jeder einzelnen Probe drei getrennte Proben abgeschnitten. Die von jeder einzelnen Probe erhaltenen drei Proben sind gewöhnlich jeweils gerade Kreiszylinder mit Längen von ungefähr 13 mm, 38 m [mm] und 70 mm (0,5", 1,5", 2,75"). Mit Bezug auf die Figuren 1 und 2 werden die genauen Schritte zum Erhalt von zumindest einer physikalischen Eigenschaft jeder Probe an jeder Meßstation allgemein besprochen. Zur Vereinfachung der folgenden Diskussion wird die Arbeitsweise des transportierbaren Labors A auf die Arbeitsweisen, die an jeder der getrennt nach Größe sortierten Probe stattfinden, bezogen.
Die 13 mm Probe wird nachfolgend als Scheibenprobe bezeichnet. Die an jeder Scheibenprobe durchgeführten Ausgangsmessungen sind deren Länge und Durchmesser bei 10 und deren Feuchtgewicht bei 20. Die Scheibenprobe wird getrocknet und dann für eine zusätzliche Zeitdauer in einen Vakuumofen gestellt. Die getrockneten Scheibenproben werden dann nochmals bei 20 gewogen, um ihr Trockengewicht zu erhalten. Das Trockengewicht kann von der CPU zur Berechnung der Trockenrohdichte jeder Probe benutzt werden. Ungefähr 20 g der Scheibenprobe werden anschließend zu einer Partikelgröße von 6 mm (0,25") oder kleiner zerstoßen. Ein Teil der zerteilten Scheibenprobe wird dann in eine Dichtemesserschale gelegt und in einem Vakuumofen wieder erhitzt. Das Dichtemeßgerät 30 wird benutzt, um ein Maß der Korndichte der Scheibenprobe zu erhalten. Das Dichtemeßgerät 30 mißt unter Verwendung von Heliumgas ein von der zerteilten Probe und der Dichtemesserschale eingenommenes Raumvolumen. Da die Messungen mit dem Dichtemeßgerät 30 die längste Zeit aller Messungen in Anspruch nehmen, enthält das System Mehrfach-Dichtemeßgeräte 30, von denen jedes über eine Schnittstelle an einen IBM AT- Computer (IBM) (nicht gezeigt) angeschlossen ist, um eine automatisierte Arbeitsweise jedes Dichtemeßgeräts, das dann wieder mit der CPU verbunden ist, zu gestatten.
Nach Erhalt eines gültigen Probencodes und Stationscodes des Dichtemeßgeräts signalisiert die CPU dem ausgewählten Dichtemeßgerät, seine Messungen zu beginnen. Die zerteilte Scheibenprobe wird in die Probenkammer des Dichtemeßgeräts eingebracht. Nach Abschluß des Meßzyklus liest der IBM ein gemessenes Volumen ein und teilt durch das aufgezeichnete Probengewicht, um zu einer Korndichte für die zerteilte Scheibenprobe zu kommen. Dieser Wert wird zusammen mit dem Probencode und Stationscode des Dichtemeßgeräts zur Speicherung und weiteren Bearbeitung zur CPU zurückgesandt.
Die zerteilte Scheibenprobe kann auch zur Messung der magnetischen Suszeptibilität bei 50 verwendet werden. Hier wird die zerstückelte Scheibenprobe in ein Polyethylenfläschchen mit bekanntem Gewicht geschüttet und bei 20 wieder gewogen, und seine spezifische magnetische Suszeptibilität wird bei 50 mit einem Bartington-Meßgerät für magnetische Suszeptibilität gemessen. Wenn die Messung der magnetischen Suszeptibilität abgeschlossen ist, kann ein Mittelwert aus fünf Ablesungen zum CPU-Speicher geschickt werden.
Die 38 mm Probe kann zum Messen der seismischen Geschwindigkeiten der einzelnen Proben bei ihrer ursprünglichen Tiefe entsprechenden Drücken verwendet werden. Die Größe der seismischen Geschwindigkeit im Gestein ist empfindlich gegenüber den Konzentrationen von Spalten und Poren. Da Spalten eine starke Druckabhängigkeit aufweisen, können seismische Gesteinsgeschwindigkeiten eine starke Druckabhängigkeit aufweisen. Um sinnvolle Geschwindigkeitsmessungen am Gestein zu machen, muß man es deshalb dem Druck und der Feuchtigkeit aussetzen, die es in der in-situ Lage erfährt. Dies wird am wirkungsvollsten getan, indem Geschwindigkeitsmessungen an der 38 mm Probe bei einer Vielzahl von Drücken gemacht werden, die die jeder Probe zugehörigen ursprünglichen Drücke einschließen.
Die glatten Stirnflächen der 38 mm Probe werden zuerst poliert, um Schnittmarken zu entfernen und die Stirnflächen für die Dimensionsmessungen bei 10 und die Geschwindigkeitsmessungen bei 60 paralleler zu machen. Ein Strichcodeetikett kann an der Außenseite der 38 mm Probe mit Mylarband befestigt werden. Eine Seite der 38 mm Probe wird markiert, um eine bevorzugte Lagerungsrichtung zur Ausrichtung bezüglich der Scherwellenpolarisation anzuzeigen. Die 38 mm Proben werden in Wasserbädern gehalten, während sie auf die Geschwindigkeitsmessungen warten, um somit ihren Feuchtigkeitsgehalt beizubehalten. Die 38 mm Proben werden typischerweise in Chargen bearbeitet, da jede Druckgeschwindigkeitszelle 60 für mehrere Proben Plätze hat.
Die Bearbeitung der 38 mm Probe beginnt mit der Messung ihrer Ausmaße bei der Meßstation 10. Das Gewicht der 38 mm Probe kann dann an der Meßstation 20 erhalten werden. Hat man die Ausmaße und das Gewicht der 38 mm Probe, ist man bereit, mittels Verwendung einer Impulsübertragungstechnik die Geschwindigkeiten der Druck- (P) und Scher- (S) Wellen in den 38 mm Proben als Funktion des Drucks zu messen.
Jede 38 mm Probe wird zwischen einen Satz von Endkappen eingesetzt. Die relative Ausrichtung jeder 38 mm Probe mit der Endkappe liefert einen Mechanismus zur Bestimmung der relativen anisotropen Ausrichtung der Probe. Piezoelektrische Meßwandleraufbauten werden innerhalb beider Endkappen angebracht. Die 38 mm Probe und der Endkappenaufbau werden dann in die Druckgeschwindigkeitszelle 60 eingebaut und elektrische Anschlüsse werden angebracht. Diese Anschlüsse erlauben, daß die übertragenen und aufgenommenen Signale vom zugehörigen Meßwandler angelegt und empfangen werden. Der Bediener wählt eine Druckgeschwindigkeitszelle mittels Einlesen der zugehörigen Stationscodes und Probencodes über das Strichcodelesegerät. Wenn die CPU entscheidet, daß ein gültiger Probencode vorliegt, beginnt ein Steuerungsprogramm, die Druckgeschwindigkeitszelle 60 zu füllen und unter Druck zu setzen. Ein Erfassungsprogramm wird von der CPU aktiviert, wenn beim programmierten Drucksollwert das Gleichgewicht erreicht ist. Für jede Probe werden bei jedem Druckwert Fünferserien gesammelt. Wenn die Messungen an der Druckgeschwindigkeitszelle 60 vollständig sind, werden die Proben herausgenommen und bei 20 wieder gewogen. Das neue Gewicht ist das Feuchtgewicht. Feuchtgewicht plus aus den Probenausmaßen erhaltenes Probenvolumen liefert eine Feuchtdichte.
Mit der Messung der Druck- (P) und Scher- (S) Wellengeschwindigkeiten jeder 38 mm Probe kann die CPU ein Maß für die Anisotropie der 38 mm Probe, die Größe der Differenz zwischen den schnellen und langsamen Schergeschwindigkeiten und die Feuchtdichte berechnen. Wenn diese Messungen mit den Messungen der Scheibenprobe gekoppelt werden, kann man die Probenporosität abschätzen, d.h. die Differenz zwischen Feucht- und Trockendichte liefert eine Abschätzung der Feuchtporosität.
Die verbleibende 70 mm Probe (im folgenden Pflock) wird parallel zu ihrer Längsachse mit einer Hohlkernspitze von 25 mm (1") Durchmesser verstopft. Die Enden werden mit einer langsam laufenden Präzisionsschneidesäge parallel und glatt zurechtgeschnitten. Die Pflockprobe wird in der dreiachsigen Belastungsapparatur 40 zur Bestimmung ihrer Druckfestigkeit, ihres Elastizitätsmoduls (Youngs Modul) und Poissonschen Beiwerts verwendet. Länge und Durchmesser der Pflockprobe werden bei 10 gemessen. Ein radialer LVDT wird am Mittelpunkt der Stopfenprobe angebracht und ein axialer LVDT wird an einem Ende der Pflockprobe und ein Verlängerungsstab am anderen Ende angebracht. Die Pflockprobe kann dann in die dreiachsige Belastungsapparatur 40 eingesetzt werden. Die CPU stellt innerhalb der dreiachsigen Belastungsapparatur 40 zuerst einen Grenzdruck auf einen der Probentiefe innerhalb des Bohrschachts entsprechenden Wert ein und erhöht dann zur Sicherstellung der Probensättigung den Porendruck auf einen festen Wert. Dann startet die CPU die axiale Belastung der Pflockprobe mit einer programmierten Rate, nominell 10-6 sec-1, bis zum Stopfenprobenschaden. Axiale und radiale Verschiebungen von den LVDT's werden während der Belastung fortlaufend von der CPU aufgezeichnet. Diese Werte können mit den ursprünglichen Abmessungen normiert werden, um axiale und radiale Spannungen zu liefern. Die CPU kann ebenfalls die Steigung der axialen Spannung gegen die axiale Belastung bestimmen, um einen Wert für das Elastizitätsmodul zu erhalten. Das Steigungsverhältnis von radialer zu axialer Spannung kann Werte des Poissonschen Beiwerts liefern. Die maximale während des Versuchs erreichte Spannung (Kraft/Probenfläche) ist die Druckfestigkeit der Pflockprobe.
Getrennte Betriebsprogramme ermöglichen der CPU, eine Vielzahl von Proben durch mehrfache, asynchrone Fließwege zu bearbeiten, bis jede Probe jede der verschiedenen Meßstation durchlaufen hat. Diese Programme laufen in ihren eigenen virtuellen Maschinen innerhalb der CPU ab.
Das komplizierteste Programm ist MAIN. Dieses Programm ist über Schnittstellen direkt an die Strichcodelesegeräte 70, das Meßgerät für magnetische Suszeptibilität 50, die Waage 20, das Dichtemeßgerät, die digitale Abmessungsvorrichtung 10 und die Speichersammelvorrichtung (nicht gezeigt) und indirekt an die Druckgeschwindigkeitszelle 60 und die dreiachsige Belastungsapparatur 40 angeschlossen. Die ganze Buchhaltung und alle Eintragungen in die Probendatendateien werden durch das Programm MAIN durchgeführt. Wenn ein Probencode von der CPU erkannt wird, wird eine externe Laufnummer zugeteilt, die aus Jahr, Julianischem Datum und Tageslaufzahl besteht. Von MAIN wird eine aktive Liste der Codes einzelner Proben unterhalten. Die Probencodeliste enthält Dateinamen und Massenspeicherplätze. Die Dateinamen gehören zu den Meßergebnissen von ausgewählten Meßstationen. Wenn ein Probencode mittels des Lasercodelesegeräts 70 eingelesen wird, überprüft MAIN zuerst die aktive Probencodeliste; wenn der Probencode existiert, wird es zu den ordnungsgemäßen Messungsunterprogrammen übergehen. Wenn der Probencode nicht auf der aktiven Probencodeliste gefunden wird, wird ein Satz von Datendateien erzeugt und der Probencode der aktiven Probencodeliste hinzugefügt, wonach die Messungen ausgeführt werden können. Wann immer die aktive Probencodeliste auf den neuesten Stand gebracht wird oder eine neue Messung durchgeführt wird, können die Probencodes und der Status der Probe auf dem CRT 90 angezeigt werden.
Es gibt einige Messungen, die komplizierter sind als Wägen oder Messen der Probenabmessungen, wie z.B. Geschwindigkeits- und Druckmessungen. Für solche Messungen sind zusätzliche Programme, die äußerliche Variablen variieren, und Programme zum Messen spezifischer Eigenschaften der Proben als Funktion der Variation äußerlicher Variablen vorgesehen.

III. FORMATIONSBEWERTUNG

Mit den direkten Messungen einer Vielzahl von ausgewählten physikalischen Eigenschaften der einen oder mehrere Bohrschächte entlang ihrer Länge umgebenden Formation sind Forscher nun zum ersten Mal in der Lage, geophysikalische Vermessungsdaten auf intelligentere Weise zur Bewertung der Öl- und Gasvorkommen der Untergrundformationen der Erde zu nutzen, sowohl während des Bohrvorgangs an der Bohrstelle als auch nach Fertigstellung des Schachts in einer entfernten Einrichtung. Werden vorerst die Figuren 3, 4, 5 und 6 betrachtet, sind dort inverse Profile von gemessenen und berechneten physikalischen Eigenschaften gezeigt, die von Erdformationsproben in ausgewählten Abständen entlang der Länge eines Bohrschachts erhalten wurden. Im einzelnen stellt jede der Figuren 3 (a, b und c) inverse Profile der Druckwellengeschwindigkeit (Vp) in Proben, die in ausgewählten Abständen entlang der Länge von drei einzelnen Schächten erhalten wurden, dar. Die in Figur 3 gezeigten Geschwindigkeiten stellen die Geschwindigkeit in einer einzelnen Probe dar, im Gegensatz zu früheren Geschwindigkeitsabschätzungen, die tatsächlich nichts anderes als eine gemittelte oder integrierte Geschwindigkeit sind. Die Bedeutung einer solchen Unterscheidung liegt darin, daß Anderungen der Schallimpedanz in der Erde, die einen Hinweis auf die Art der Reflexion und Brechung von seismischer Energie geben, nicht von gemittelten oder integrierten Geschwindigkeiten abhängig sind, sondern eher von der Intervallgeschwindigkeit seismischer Ausbreitung in jeder Formationslithologie.
Die Figuren 4 (a, b und c) zeigen inverse Profile der Formationsporosität, die von in ausgewählten Abständen entlang der Länge von drei einzelnen Bohrschächten erhaltenen Proben gemessen wurde. Zusätzlich zeigen die Figuren 5 (a, b, c, d, e und f) inverse Profile der Formationsdichte, Druckwellengeschwindigkeit (Vp), Scherwellengeschwindigkeit (Vs), des Verhältnis Vp/Vs, der Formationsimpedanz beziehungsweise der magnetischen Suszeptibilität. Der Probenabstand für die inversen Profile in Figur 5 ist viel feiner als die minimale Auflösungsbreite von herkömmlichen geophysikalischen Vermessungsdaten. Folglich neigt solches Übersammeln von Proben zur Erzeugung inverser Profile mit einem sehr "spitzen" Aussehen, wie in Figur 5 gezeigt ist. Wenn jedoch die inversen Profile der Figur 5 mit einem Glättungsoperator einer Wellenlänge, die gewöhnlich der minimalen Auf lösungsbreite der geophysikalischen Vermessungsdaten entspricht, mit der sie verglichen werden muß, geglättet werden, nehmen die inversen Profile eine Gestalt ähnlich derer in den Figuren 6 (a-e) an. Tatsächlich wurden die inversen Profile der Figur 6 (a-e) mit einem Glättungsoperator der für seismische Vermessungsdaten passenden minimalen Auflösungsbreite geglättet. Die künstlichen Spuren der Figur 6 (f) wurden durch Aufwicklung eines seismischen Signals, das Charakteristika einer seismischen Quelle hat, mit dem geglätteten inversen Impedanzprofil der Figur 5 (e) erzeugt und stimmen gut mit echten seismischen Vermessungsdaten überein.
Die Bedeutung, solche inversen Profile von Formationseigenschaften entlang der Länge eines Bohrschachts sowohl während des Bohrvorgangs als auch nach Beendigung des Bohrvorgangs zur Verfügung zu haben, kann sehr wesentlich sein. Beispielsweise können mit den inversen Formationsgeschwindigkeitsprofilen zum Zeitpunkt der laufenden Bohrung im Bohrschacht die ursprünglichen geophysikalischen Vermessungsdaten neu bearbeitet werden, um die Tiefe zum Ziel vorauszusagen. Zusätzlich können während des Bohrvorgangs erhaltene inverse Formationsdruckfestigkeitsprofile den Bohrleuten Informationen liefern, die für die Kontrolle der Bohrparameter wichtig sind.
Mit inversen Profilen von in ausgewählten Abständen entlang des Bohrschachts erhaltenen physikalischen Formationseigenschaften können die geophysikalischen Vermessungsdaten auf die in dem inversen Profil dargestellten physikalischen Eigenschaften geeicht werden. Insbesondere zeigen die Figuren 7a und 7b einen seismischen Zeitschnitt und ein inverses Formationsimpedanzprofil, die von in ausgewählten Abständen entlang der Länge eines Bohrschachts erhaltenen Proben gemessen wurden. Insbesondere wurde das inverse Impedanzprofil der Figur 7b an einer durch die Bohrturmstruktur in Figur 7a angezeigten Bohrstelle erhalten. Mit diesem Vergleich des inversen Impedanzprofils und des seismischen Schnitts kann man die physikalischen Eigenschaften der Formation am Standort der Bohrschachtstelle eichen. Sind die geophysikalischen Vermessungsdaten (in diesem Fall die seismischen Vermessungsdaten) an der Bohrschachtstelle geeicht, können die Geophysiker dann die geeichten geophysikalischen Vermessungsdaten zur Extrapolation der physikalischen Eigenschaften auf entfernte Standorte in einem Becken nutzen.
Somit versucht die vorliegende Erfindung ein neues Verfahren und eine neue Vorrichtung zur Erzielung ausgewählter physikalischer Eigenschaften von Proben aus den einen Bohrschacht umgebenden Untergrundformationen der Erde und zur Entwicklung inverser Profile der ausgewählten physikalischen Eigenschaften entlang der Länge des Bohrschachts zu schaffen. Forscher können solche inversen Profile der ausgewählten physikalischen Eigenschaften zur Durchführung einer Beckenanalyse verwenden, wobei die an einem oder mehreren Bohrschächten erhaltenen physikalischen Eigenschaften zum Eichen geophysikalischer Vermessungsdaten an jedem Bohrschachtstandort und dann mittels der geophysikalischen Vermessungsdaten zum Extrapolieren dieser physikalischer Eigenschaften auf andere Standorte im Becken genutzt werden können, um das Öl- und Gasvorkommen der Untergrundformationen der Erde zu bewerten.
Es sollte so verstanden werden, daß die Erfindung nicht auf irgendeine bestimmte, hier festgelegte Ausführungsform beschränkt ist, da Variationen ohne weiteres offensichtlich sind und so der Erfindung die weitest mögliche Auslegung innerhalb des Wortlauts der folgenden Ansprüche gegeben werden soll.

Claims

1. Vorrichtung zur Bearbeitung einer Vielzahl von Proben der Untergrundformationen der Erde, um für jede Probe eine Vielzahl von für die Gegebenheit in deren ursprünglicher Lage repräsentativen physikalischen Eigenschaften zu erhalten, die umfaßt:

(a) ein einziges maschinenlesbares Probencodeetikett für jede Probe;

(b) eine Vielzahl von Meßstationen (10, 20, 30, 40, 50, 60) zur Messung einer Vielzahl von ausgewählten physikalischen Eigenschaften, in welcher jede Meßstation zum Messen von wenigstens einer physikalischen Eigenschaft jeder Probe angepaßt ist und in welcher es für jede Meßstation einen einzigen maschinenlesbaren Stationscode gibt;

(c) Lesemittel (70) zum Lesen der Probencodes und Stationscodes für eine Probe an einer ausgewählten Meßstation; und

(d) zentrales Datenverarbeitungsmittel (CPU) zum Einleiten der Messung von wenigstens einer physikalischen Eigenschaft einer Probe an einer ausgewählten Meßstation nach Eingang eines Stationscodes und eines Probencodes vom Lesemittel und zum Speichern der Messung der physikalischen Eigenschaft.

2. Vorrichtung gemäß Anspruch 1, die weiterhin einschließt:

Anzeigemittel (80, 90) zum Anzeigen inverser Auftragungen von ausgewählten physikalischen Eigenschaften aus im zentralen Datenverarbeitungsmittel gespeicherten Messungen als eine Funktion der Tiefe in einem Bohrschacht.

3. Vorrichtung gemäß Anspruch 1 oder 2, die weiterhin einschließt:

Mittel (95) zur Übertragung von Messungen physikalischer Eigenschaften zu einem zentralen Standort.

4. Vorrichtung gemäß Anspruch 1, 2 oder 3, in welcher die Meßstationen Mittel zum Messen von wenigstens einer der physikalischen Eigenschaften Formationsdichte, Druckwellengeschwindigkeit, Schubwellengeschwindigkeit, Druckfestigkeit, Porosität und magnetische Suszeptibilität einschließen.

5. Ein Verfahren zur Bearbeitung einer Vielzahl von Proben von Untergrundformationen der Erde an einer Vielzahl von Meßstationen (10, 20, 30, 40, 50, 60), um für jede Probe eine Vielzahl von für die Gegebenheit in deren ursprünglicher Lage repräsentativen physikalischen Eigenschaften zu erhalten, das die Schritte umfaßt:

(a) Etikettieren jeder Probe mit einem einzigen maschinenlesbaren Probencode;

(b) Zuteilung eines einzigen maschinenlesbaren Stationscodes zu jeder Meßstation;

(c) Maschinelles Einlesen des Probencodes und Stationscodes einer Probe an einer ausgewählten Meßstation in eine zentrale Recheneinheit (CPU); und

(d) Einrichten der zentralen Recheneinheit zur Reaktion auf den Eingang des Probencodes und des Stationscodes, zum Einleiten einer Messung von wenigstens einer physikalischen Eigenschaft der Probe an der ausgewählten Meßstation und zum Speichern der Messung der physikalischen Eigenschaft.

6. Ein Verfahren gemäß Anspruch 5, das weiter den Schritt der asynchronen Bearbeitung einer Vielzahl von Proben durch eine Vielzahl von Meßstationen einschließt, um wenigstens eine verschiedene physikalische Eigenschaft an jeder Meßstation zu erhalten bis jede Probe an jeder Meßstation war.

7. Ein Verfahren gemäß Anspruch 5 oder 6, in welchem dem Schritt der Etikettierung jeder Probe der Schritt des Erhalts einer Vielzahl von einen Bohrschacht in ausgewählten Abständen entlang dessen Länge umgebenden Proben von den Untergrundformationen der Erde vorausgeht.

8. Ein Verfahren gemäß Anspruch 7, das weiter die Schritte einschließt:

(a) Erzeugung einer inversen Auftragung von wenigstens einer ausgewählten für die Gegebenheit in ihrer ursprünglicher Lage entlang der Länge des Bohrschachts repräsentativen physikalischen Eigenschaft;

(b) Kalibrieren eines Satzes von geophysikalischen den Standort des Bohrschachtes einschließenden Vermessungsdaten durch Anwendung der inversen Auftragung; und

(c) Extrapolation der ausgewählten physikalischen Eigenschaft auf einen vom Standort des Bohrschachts entfernten Standort unter Verwendung der kalibrierten geophysikalischen Vermessungsdaten.

9. Ein Verfahren gemäß Anspruch 8, in welchem für jede durch den Bohrschacht durchquerte Lithologie entlang seiner Länge Proben erhalten werden.

10. Ein Verfahren gemäß Anspruch 8 oder 9, in welchem Proben in wenigstens der minimalen Auflösungsstärke der zu kalibrierenden geophysikalischen Vermessungsdaten entsprechenden Abständen erhalten werden.

10 11. Ein Verfahren gemäß Anspruch 8, 9 oder 10, das weiter den Schritt der Glättung der inversen Auftragung von einer physikalischen Eigenschaft mit einem Glättungsoperator einschließt, der eine der minimalen Auflösungsstärke der zu kalibrierenden geophysikalischen Vermessungsdaten vergleichbare Wellenlänge hat.