DE69606549T2

DE69606549T2 - Verfahren zur qualifizierung einer bohrlochvermessung

Info

Publication number: DE69606549T2
Application number: DE69606549T
Authority: DE
Inventors: Adrianus Hartmann
Original assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Current assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date: 1995-11-21
Filing date: 1996-11-20
Publication date: 2000-08-03
Anticipated expiration: 2016-11-21
Also published as: DK0862683T3; SA96170480B1; CN1079889C; NZ322924A; CN1202949A; NO319518B1; AU7696796A; ZA969675B; BR9611632A; WO1997019250A1; JP2000500541A; DE69606549D1; NO982299L; MY119208A; AR004547A1; EA199800465A1; US5787997A; EG21249A; EP0862683B1; RO117119B1

Description

Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Qualifizieren einer Vermessung eines Bohrloches, das in einer Erdformation ausgebildet ist. Auf dem Gebiet des Bohrens von Bohrlöchern, z. B. zur Ausbeutung von Kohlenwasserstoffen, ist es allgemeine Übung, den Verlauf des Bohrloches während des Bohrvorschrittes zu messen, um zu gewährleisten, daß das Endzielgebiet in der Erdformation erreicht wird. Solche Messungen können durchgeführt werden, indem das Erdgravitationsfeld und das Erdmagnetfeld als Bezugsgrößen verwendet werden, zu welchem Zweck Beschleunigungsmeßgeräte und Magnetometer in regelmäßigen Abständen in den Bohrstrang eingebaut werden. Auch wenn diese Sensoren in den meisten Fällen verläßliche Ergebnisse liefern, wird im allgemeinen eine zweite, unabhängige Messung als notwendig erachtet. Die unabhängige Messung wird häufig mit Hilfe eines Kreisels durchgeführt, der in das Bohrloch abgesenkt wird, nachdem die Einfassung in das Bohrloch eingesetzt worden ist. Dieses Verfahren ist kostspielig und zeitraubend, und es wäre wünschenswert, ein Verfahren zu schaffen, das unabhängige Kreiselmessungen erübrigt.
Die EP-A-0 384 537 offenbart ein Verfahren zum Vermessen eines Bohrloches, bei welchem Richtungsdaten des aufgezeichneten Bohrloches auf Grundlage von Erdfeldparametern berechnet werden, die mit Hilfe von Bohrlochsensoren gemessen werden. Um die Genauigkeit zu verbessern, werden Erwartungswerte der Erdgravitationsfeldintensität und der Erdmagnetfeldintensität und inklination in einem Lagrange-Multiplikatorverfahren verwendet, um drei Grenzbedingungen für die Beschleunigungsmeßgerät- und Magnetometermeßwerte zu schaffen.
Die EP-A-0 654 686 offenbart ein Verfahren, bei welchem eine nominelle Magnetfeldstärke und ein nomineller Inklinationswinkel in Verbindung mit Sensormeßwerten verwendet werden, um eine beste Schätzung der Axialkomponente des Magnetfeldes zu schaffen, welche beste Schätzung zur Berechnung des Bohrlochazimuts verwendet wird.
Es ist daher ein Ziel der Erfindung, ein Verfahren zum Qualifizieren einer Vermessung eines Bohrloches zu schaffen, das in einer Erdformation ausgebildet ist, welches Verfahren die Notwendigkeit zur Durchführung einer zweiten, unabhängigen Bohrlochvermessung vermeidet.
Gemäß der Erfindung wird ein Verfahren zum Qualifizieren einer Vermessung eines in einer Erdformation ausgebildeten Bohrloches geschaffen, welches Verfahren umfaßt:
a) Auswählen eines Sensors zum Messen eines Erdfeldparameters und eines Bohrlochpositionsparameters im Bohrloch;
b) Bestimmen von theroretischen Meßunsicherheiten der genannten Paramter, wenn sie mit dem Sensor gemessen werden;
c) Betreiben des Sensors, um den Positionsparameter und den Erdfeldparameter an einer ausgewählten Position im Bohrloch zu messen;
d) Bestimmen der Differenz zwischen dem gemessenen Erdfeldparameter und einer bekannten Größe des Erdfeldparameters an dieser Position und Bestimmen des Verhältnisses dieser Differenz zu der theoretischen Meßunsicherheit des Erdfeldparameters; und
e) Bestimmen der Unsicherheit des gemessenen Positionsparameters aus dem Produkt aus dem genannten Verhältnis und der theoretischen Meßunsicherheit des Positionsparameters.
Der Erdfeldparameter kann beispielsweise die Erdgravitation oder die Erdmagnetfeldstärke sein, und der Bohrlochpositionsparameter kann beispielsweise die Bohrlochinklination oder der Bohrlochazimut sein.
Das Verhältnis der Differenz zwischen dem gemessenen Erdfeldparameter und einer bekannten Größe des Erdfeldparameters an der genannten Position zu der theoretischen Meßunsicherheit des Positionsparameters stellt eine erste vorläufige Überprüfung der Qualität der Bohrlochvermessung dar. Wenn der gemessene Erdfeldparameter innerhalb der Meßtoleranz dieses Parameters liegt, d. h. wenn das Verhältnis den Wert 1 nicht übersteigt, dann ist die Vermessung zumindest von akzeptabler Qualität. Wenn das Verhältnis den Wert 1 überschreitet, wird die Vermessung als von schlechter Qualität beurteilt. Somit bildet das Verhältnis ein vorläufiges Maß für die Qualität der Vermessung, und das Produkt aus diesem Verhältnis und der theoretischen Meßunsicherheit des Positionsparameters (wie in Schritt d) bestimmt) bildet die beste Schätzung der Vermessungsqualität.
Die Erfindung wird nachstehend ausführlicher an Hand eines Beispieles unter Bezugnahme auf die begleitenden Zeichnungen veranschaulicht, in denen:
Fig. 1 schematisch ein Festkörper-Magnetvermessungswerkzeug zeigt;
Fig. 2 ein Diagramm der Differenz zwischen der gemessenen und der bekannten Gravitationsfeldstärke in einem beispielhaften Bohrloch über der Bohrlochtiefe, gemessen entlang des Bohrloches, aufgetragen zeigt;
Fig. 3 ein Diagramm der Differenz zwischen der gemessenen und der bekannten Magnetfeldstärke in dem Beispielbohrloch über die Bohrlochtiefe, gemessen entlang des Bohrloches, aufgetragen zeigt; und
Fig. 4 ein Diagramm der Differenz zwischen dem gemessenen und dem bekannten Inklinationswinkel in dem Beispielbohrloch über der Bohrlochtiefe, gemessen entlang des Bohrloches, aufgetragen zeigt.
Unter Bezugnahme auf Fig. 1 ist ein Festkörper-Magnetvermessungswerkzeug 1 gezeigt, das zur Verwendung bei dem erfindungsgemäßen Verfahren geeignet ist. Das Werkzeug enthält eine Mehrzahl von Sensoren in Form einer Dreiergruppe von Beschleunigungsmessern 3 und einer Dreiergruppe von Magnetometern 5, wobei zur einfacheren Bezeichnung die einzelnen Beschleunigungsmesser und Magnetometer nicht angeführt sind, sondern nur ihre jeweiligen untereinander orthogonalen Meßrichtungen X, Y und Z dargestellt sind. Die drei Beschleunigungsmesser messen Beschleunigungskomponenten und die drei Magnetometer 5 messen Magnetfeldkomponenten in diesen Richtungen. Das Werkzeug 1 besitzt eine Längsachse 7, welche mit der Längsachse eines (nicht gezeigten) Bohrloches zusammenfällt, in das das Werkzeug 1 abgesenkt worden ist. Die Oberseitenrichtung des Werkzeuges 1 im Bohrloch ist mit H bezeichnet.
Im normalen Betrieb des Werkzeuges 1 wird das Werkzeug 1 in einen Bohrstrang (nicht gezeigt) eingebaut, der zum Vertiefen des Bohrloches verwendet wird. In ausgewählten Abständen im Bohrloch wird das Werkzeug 1 betrieben, um die X-, Y- und Z-Richtungskomponenten des Erdgravitationsfeldes G und des Erdmagnetfeldes B zu messen. Aus den gemessenen Komponenten von G und B werden die Werte des Magnetfeldinklinationswinkels D, der Bohrlochinklination I und des Bohrlochazimuts A auf in der Technik hinlänglich bekannte Art bestimmt. Bevor diese Parameter weiterverarbeitet werden, werden die theoretischen Unsicherheiten von G, B, D, I und A auf Basis von Kalibrierungsdaten bestimmt, welche die Sensorklasse charakterisieren, zu der die Sensoren des Werkzeuges 1 gehören (d. h. Nullpunktfehler, Skalierungsfaktorfehler und Unproportionalitäten), die lokalen Erdmagnetfeldabweichungen, den geplanten Bohrlochweg und die Betriebsbedingungen des Sensors wie Korrekturen, die an Rohmeßdaten vorgenommen werden. Da die theoretischen Unsicherheiten von G, B, D, I und A hauptsächlich von der Genauigkeit der Sensoren und der Unsicherheiten der Erdfeldparameter auf Grund deren geringer Variationen abhängen, kann die gesamte theoretische Unsicherheit jedes dieser Parameter aus der Summe der theoretischen Unsicherheiten, die auf den Sensor und die Variation der Erdfeldparameter zurückzuführen sind, bestimmt werden. In der vorliegenden Beschreibung wird die folgende Nomenklatur verwendet:
dGth,s = theoretische Unsicherheit der Gravitationsfeldstärke G auf Grund der Sensorunsicherheit;
dBth,s = theoretische Unsicherheit der Magnetfeldstärke B auf Grund der Sensorunsicherheit;
dDth,s = theoretische Unsicherheit des Inklinationswinkels auf Grund der Sensorunsicherheit;
dBth,g = theoretische Unsicherheit der Magnetfeldstärke B auf Grund der geomagnetischen Unsicherheit;
dDth,g = theoretische Unsicherheit des Inklinationswinkels auf Grund der geomagnetischen Unsicherheit;
dIth,s = theoretische Unsicherheit der Bohrlochinklination I auf Grund der Sensorunsicherheit;
dAth,s = theoretische Unsicherheit des Bohrlochazimuts A auf Grund der Sensorunsicherheit;
dAth,g = theoretische Unsicherheit des Bohrlochazimuts A auf Grund der geomagnetischen Unsicherheit.
In einer nächsten Phase werden die unkorrigierten Gravitations- und Magnetfelddaten, die aus der Messung erhalten werden, um die axiale und kreuzaxiale magnetische Interferenz und die werkzeugseitenabhängige Mißweisung korrigiert. Ein geignetes Korrekturverfahren ist in der EP-B-0 193 230 offenbart, welches Korrekturverfahren als Eingangsdaten die lokal erwartete Magnetfeldstärke und den lokal erwarteten Inklinationswinkel verwendet und Ausgangsdaten in Form einer korrigierten Gravitationsfeldstärke, Magnetfeldstärke und eines korrigierten Inklinationswinkels liefert. Diese korrigierten Erdfeldparameterwerte werden mit ihren bekannten lokalen Werten verglichen und für jeden Parameter wird eine Differenz zwischen dem berechneten Wert und dem bekannten Wert bestimmt.
Eine vorläufige Beurteilung der Qualität der Vermessung wird erzielt, indem die Differenzen zwischen den korrigierten Meßwerten und den bekannten Werten der Erdfeldparameter G, B und D mit den oben angeführten Meßunsicherheiten von G, B und D verglichen werden. Damit eine Vermessung als von akzeptabler Qualität beurteilt wird, darf diese Differenz nicht die Meßunsicherheit überschreiten. In den Fig. 2, 3 und 4 sind Beispieler gebnisse einer Bohrlochvermessung gezeigt. Fig. 2 zeigt ein Diagramm der Differenz ΔGm zwischen dem korrigierten Meßwert und dem bekannten Wert von G über der entlang des Bohrloches gemessenen Bohrlochtiefe. Fig. 3 zeigt ein Diagramm der Differenz ΔBm zwischen dem korrigierten Meßwert und dem bekannten Wert von B über der entlang des Bohrloches gemessenen Bohrlochtiefe. Fig. 4 zeigt ein Diagramm der Differenz ΔDm zwischen dem korrigierten Meßwert und dem bekannten Wert von D über der entlang des Bohrloches gemessenen Bohrlochtiefe. Die Meßunsicherheiten der Erdfeldparameter in diesem Beispiel sind:
Unsicherheit von G = dG = 0,0023 g (wobei g die Gravitationsbeschleunigung ist);
Unsicherheit von B = dB = 0,25 uT;
Unsicherheit von D = dD = 0,25º.
Diese Meßunsicherheiten sind in den Figuren in Form von oberen und unteren Grenzen 10, 12 für G, oberen und unteren Grenzen 14, 16 für B und oberen und unteren Grenzen 18, 20 für D gezeigt. Wie in den Figuren gezeigt, sind alle Werte von ΔGm, Δ Bm und ΔDm innerhalb der jeweiligen Meßunsicherheiten, und daher werden diese Werte als akzeptabel betrachtet.
Um die Unsicherheit der Positionsparameter I und A, wie sie aus den gemessenen Erdfeldparametern G, B und D erhalten werden, zu bestimmen, werden zunächst die folgenden Verhältnisse ermittelt:
ΔGm / dGth,s
ΔBm / dBth,s
ΔDm / dDth,s
ΔBm / dBth,g
ΔDm / dGth,g
wobei
ΔGm = Differenz zwischen dem korrigierten Meßwert und dem bekannten Wert von G;
ΔBm = Differenz zwischen dem korrigierten Meßwert und dem bekannten Wert von B;
ΔDm = Differenz zwischen dem korrigierten Meßwert und dem bekannten Wert von D.
Um die Unsicherheit der gemessenen Inklination zu berechnen, wird angenommen, daß das oben angegebene Verhältnis von Gravitationsfeldstärkek ΔGm / dGth,s den Pegel aller Quellen von Unsicherheiten darstellt, welche zu einer Inklinationsunsicherheit beitragen. Wenn beispielsweise an einer Vermessungsstelle im Bohrstrang das Verhältnis gleich 0,85 ist, dann wird angenommen, daß alle Sensorunsichetheiten im Bohrstrang auf einem Pegel von 0,85 mal dIth,s sind. Daher ist die gemessene Inklinationsunsicherheit für alle Vermessungsstellen im Bohrstrang:
ΔIm = abs[(ΔGm / dGth,s)dIth,s]
wobei
ΔIm = gemessene Inklinationsunsicherheit auf Grund der Sensorunsicherheit.
Die gemessene Azimutunsicherheit wird auf gleiche Weise bestimmt, jedoch können hier zwei Arten von Unsicherheiten (Sensorunsicherheit und geomagnetische Unsicherheit) zur Azimutunsicherheit beigetragen haben. Für jede Quelle werden zwei Verhältnisse, d. h. Magnetfeldstärke und Inklinationswinkel, abgeleitet, was zu vier gemessenen Azimutunsicherheiten führt:
ΔAs,B = abs[(ΔBm / dBth,s)dAth,s]
ΔAs,D = abs[(ΔDm / dDth,s)dAth,s]
ΔAg,B = abs[(ΔBm / dBth,g)dAth,g]
ΔAg,D = abs[(ΔDm / dDth,g)dAth,g]
Die gemessene Azimutunsicherheit ΔAm wird als Maximum dieser Werte genommen, d. h.:
ΔAm = max[ΔAs,B; ΔAs,D; ΔAg,B; ΔAg,D]
Aus den gemessenen Inklinations- und Azimutunsicherheiten können die Seitenpositions- und Aufwärtspositionsunsicherheiten erhalten werden. Diese Positionsunsicherheiten werden üblicherweise unter Verwendung eines Kovarianzansatzes bestimmt. Zur Vereinfachung können die folgenden direkteren Verfahren verwendet werden:
LPUi = LPUi-1 + (AHDi - AHDi-1)(ΔAimsinIim + ΔAi-1m sinIi-1m) / 2;
und
UPUi = UPUi-1 + (AHDi - AHDi-1)(ΔIim + ΔIi-1m) / 2,
wobei
LPUi = Seitenpositiorsunsicherheit am Ort i
AHDi = Bohrlochtiefe, entlang des Bohrloches gemessen am Ort i
ΔAim = gemessene Azimutunsicherheit am Ort i
ΔIim = gemessene Inklinationsunsicherheit am Ort i
UPUi = Aufwärtspositionsunsicherheit am Ort i.
Die so bestimmten Seitenpositions- und Aufwärtspositionsunsicherheiten werden dann mit den theoretischen Seiten- und Aufwärtspositionsunsicherheiten verglichen (erhalten aus den theoretischen Inklinations- und Azimutunsicherheiten), um eine Angabe über die Qualität der Bohrlochvermessung zu erhalten.

Claims

1. Verfahren zum Qualifizieren einer Vermessung eines Bohrloches, das in einer Erdformation ausgebildet ist, welches Verfahren umfaßt:

a) Auswählen eines Sensors zum Messen eines Erdfeldparameters und eines Bohrlochpositionsparameters im Bohrloch;

b) Bestimmen von theoretischen Meßunsicherheiten der genannten Parameter, wenn sie mit dem Sensor gemessen werden;

c) Betreiben des Sensors, um den Positionsparameter und den Erdfeldparameter an einer ausgewählten Position im Bohrloch zu messen;

d) Bestimmen der Differenz zwischen dem gemessenen Erdfeldparameter und einer bekannten Größe des Erdfeldparameters an dieser Position und Bestimmen des Verhältnisses dieser Differenz zu der theoretischen Meßunsicherheit des Erdfeldparameters; und

e) Bestimmen der Unsicherheit des gemessenen Positionsparameters aus dem Produkt aus dem genannten Verhältnis und der theoretischen Meßunsicherheit des Positionsparameters.

2. Verfahren nach Anspruch 1, bei welchem der Sensor ein Festkörper-Magnetfeldmeßwerkzeug aufweist, das zumindest ein Magnetometer und zumindest ein Beschleunigungsmeßgerät enthält.

3. Verfahren nach Anspruch 2, bei welchem das Festkörper-Magnetfeldmeßwerkzeug drei Magnetometer und drei Beschleunigungsmeßgeräte aufweist.

4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1-3, bei welchem der Schritt des Bestimmens der theoretischen Meßunsicherheiten der genannten Parameter das Bestimmen der theoretischen Meßunsicherheiten einer Gruppe von Sensoren umfaßt, zu welchen der ausgewählte Sensor gehört.

5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1-4, bei welchem die theoretischen Meßunsicherheiten auf zumindest einem der Werte Sensorunsicherheit und Erdfeldparameterunsicherheit beruhen.

6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1-5, ferner mit dem Schritt des Disqualifizierens der Messungen, wenn das genannte Verhältnis 1 überschreitet.

7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1-6, bei welchem der Positionsparameter aus der Bohrlochinklination und dem Bohrlochazimut ausgewählt wird.

8. Verfahren nach Anspruch 7, bei welchem in einer ersten Betriebsart der Positionsparameter die Bohrlochinklination bildet, der Erdfeldparameter das Erdgravitationsfeld bildet, und die theoretischen Unsicherheiten des Positionsparameters und des Erdfeldparameters auf der Sensorunsicherheit beruhen.

9. Verfahren nach Anspruch 7 oder 8, bei welchem in einer zweiten Betriebsart der Positionsparameter den Bohrlochazimut bildet, der Erdfeldparameter die Erdmagnetfeldstärke bildet, und die theoretischen Unsicherheiten des Positionsparameters und des Erdfeldparameters auf der Sensorunsicherheit beruhen.

10. Verfahren nach einem der Ansprüche 7-9, bei welchem in einer dritten Betriebsart der Positionsparameter den Bohrlochazimut bildet, der Erdfeldparameter die Erdmagnetfeldstärke bildet, und die theoretischen Unsicherheiten des Positionsparameters und des Erdfeldparameters auf der Erdmagnetfeldunsicherheit beruhen.

11. Verfahren nach einem der Ansprüche 7-10, bei welchem in einer vierten Betriebsart der Positionsparameter den Bohrlochazimut bildet, der Erdfeldparameter den Inklinationswinkel des Erdmagnetfeldes bildet, und die theoretischen Unsicherheiten des Positionsparameters und des Erdfeldparameters auf der Sensorunsicherheit beruhen.

12. Verfahren nach einem der Ansprüche 7-11, bei welchem in einer fünften Betriebsart der Positionsparameter den Bohrlochazimut bildet, der Erdfeldparameter den Inklinationswinkel des Erdmagnetfeldes bildet, und die theoretischen Unsicherheiten des Positionsparameters und des Erdfeldparameters auf der Unsicherheit des Erdfeldparameters beruhen.

13. Verfahren nach einem der Ansprüche 9-12, wobei der Schritt des Bestimmens der Unsicherheit des gemessenen Positionsparameters das Bestimmen des maximalen Absolutwertes der Unsicherheiten der gemessenen Positionsparameter, die in der zweiten, dritten, vierten und fünften Betriebsart bestimmt wurden, umfaßt.