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Die
vorliegende Erfindung bezieht sich auf das Feld des Messens der
Eigenschaften von Erdformationen, welche von einem Bohrloch penetriert
werden, und insbesondere auf ein Werkzeug und eine Methode für das Formationsauswertungstesten
mit Hilfe von Druckimpulsgeschwindigkeiten.
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Das
Bestimmen der Durchlässigkeit
und anderer hydraulischer Eigenschaften von kohlenwasserstoffhaltigen
Formationen, welche Bohrlöcher
umgeben, ist besonders nützlich
für das
Beurteilen der Fördermöglichkeiten
von Kohlenwasserstoffen aus solchen Formationen. Die Durchlässigkeit
kann durch das Aufzeichnen und Analysieren von Kernproben aus der
Formation bestimmt werden, obwohl dies ein schwieriges und langwieriges
Verfahren ist. Es wurden daher schon zahlreiche Methoden für das Bestimmen
der Durchlässigkeit
einer Formation in situ entwickelt.
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Bei
traditionellen Formationstestersystemen wird die Formationsauswertung
auf das Interpretieren von Tests mit Hilfe von Drucksinkgeschwindigkeits-
und Anstiegsdaten basiert. Bei Formationen mit geringer Durchlässigkeit
fordert diese Methode jedoch langwierige Testzeiten.
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Eine
weitere Technik für
das Bestimmen der Formationsdurchlässigkeit wird in US-A-5.672.819 beschrieben.
Dieses Patent offenbart die Anwendung eines Formationstesterkolbens
(oder „Übertragers"), welcher mit Hilfe
einer ununterbrochenen konstanten Frequenz betrieben wird. Amplituden-
und Phasenunterschiede werden zwischen dem Testerkolben und einer
zweiten Sonde (oder einem „Empfänger") aufgezeichnet,
wobei die Durchlässigkeit
mit Hilfe einer Phasenverzögerungsanalyse
angedeutet wird. Diese Phasenverzögerung bringt jedoch einige Nachteile
mit sich. So können
zum Beispiel in Formationen mit geringer Durchlässigkeit grosse Verzögerungen
(von mehr als 360 Grad) auftreten, welche zu Phasenwicklungsunklarheiten
führen,
die dem Geophysikexperten sehr wohl bekannt sind, wenn Phaseninformation
für das
Andeuten von Gesteinseigenschaften verwendet werden. Wenn Amplitudeninformation
angewendet wird, wird das Amplitudensignal aufgrund der Durchlässigkeit
als Folge einer geometrischen Ausbreitung oft in dem Amplitudenabfall „begraben". Diese Probleme
sind auch dem Experten auf dem Bereich des spezifischen Widerstandswerkzeugdesigns
sehr wohl bekannt.
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Earlougher
beschreibt in „Advances
in Well Test Analysis",
S. 111–118,
Society of Petroleum Engineers, Richardson, Texas, 1997, Anwendungen, bei
welchen in Produktionsbohrlöchern
eine Reihe von kurzzeitigen Druckimpulsen erzeugt werden, welche
in Beobachtungsbrunnen überwacht
werden. Insbesondere werden Geschwindigkeitsmessungen durchgeführt, und
mit diesen können
mit Hilfe von Interpretationstabellen, welche mit Hilfe von „zylindrischen" mathematischen Fließmodellen
des transienten Darcy-Flusses entwickelt wurden, Fornationseigenschaften
bestimmt werden.
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Dementsprechend
würde es
gegenüber
des aktuellen Standes der Technik eine Weiterentwicklung repräsentieren,
wenn ein Formationstestersystem für das Auswerten von Formationseigenschaften angeboten
werden könnte,
welches sich jedoch auf die „sperischen
Flüsse" bezieht, welche
in Formationstester-Werkzeuganwendungen auftreten, besonders für Formationen
mit geringer Durchlässigkeit, und
welcher nicht unter den Problem leidet, die in Phasenverzögerungsanwendungen
oder der Anwendung von Amplitudensignalen inhärent sind.
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Dementsprechend
bietet eine Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung eine Methode für das Bestimmen der Eigenschaften
einer geologischen Formation, wobei dieselbe Methode das Folgende
umfasst: das Bereitstellen eines Tieflochwerkzeugs mit einem Impulsgenerator
und mindestens einem Empfängersensor,
wobei der oder die Empfängersensoren
getrennt und einen vorbestimmten Abstand von dem Impulsgenerator
entfernt angeordnet sind; das Erzeugen einer Impulsdruckwellenform
in der geologischen Formation mit dem Impulsgenerator, wobei die
Impulsdruckwellenform um eine erste Mittelfrequenz herum erzeugt
wird; das Aufspüren
einer ersten Ankunftszeit der Impulsdruckwellenform an dem Empfängersensor;
und das Bestimmen der Geschwindigkeit der Impulsdruckwellenform.
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Eine
weitere Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung bietet ein geologisches Formationstesterwerkzeug,
welches das Folgende umfasst: einen Impulsgenerator für das Erzeugen
einer Impulsdruckwellenform in einer geologischen Formation, wobei
die Impulsdruckwellenform um eine erste Frequenz herum erzeugt wird;
mindestens ein Empfängersensor,
wobei der oder ein jeder Empfängersensor
getrennt und einen vorbestimmten Abstand von dem Impulsgenerator
entfernt angeordnet ist und mit der geologischen Formation in Kontakt
steht; und einen Sensor, welcher operativ mit dem oder den Empfängersensor(en)
verbunden ist, für
das Aufspüren einer
ersten Ankunftszeit der Impulsdruckwellenform an dem Empfängersensor.
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Die
vorliegende Erfindung bietet eine Methode und ein Gerät für das Testen
von geologischen Formationen mit Hilfe einer Impulsdruckwellenform, welche
um eine Mittelfrequenz herum erzeugt wird, vorzugsweise eine kurzzeitige
sinodische Druckwelle. Ein Tieflochwerkzeug mit einem Impulsgenerator, wie
zum Beispiel ein sich hin und her bewegender Formationstesterkolben,
und ein Empfängersensor werden
dabei bereitgestellt. Der Empfängersensor
ist getrennt und einen vorbestimmten Abstand von dem Impulsgenerator
entfernt angeordnet und steht zum Beispiel mit der geologischen
Formation in Kontakt. Der Impulsgenerator (oder Übertrager) erzeugt eine Impulsdruckwellenform
in der geologischen Formation. Die Impulsdruckwellenform wird um
eine Mittelfrequenz herum erzeugt. Eine erste Ankunftszeit der Impulsdruckwellenform
wird von einem Sensor aufgespürt,
welcher operativ mit der Empfängersonde verbunden
ist und zum Beispiel eine hoch akkurate Quartzmeßuhr umfasst. Die Geschwindigkeit
der Impulsdruckwellenform wird dann bestimmt. Die Geschwindigkeit
der Impulsdruckwellenform wird dazu angewendet, die Durchlässigkeit,
Porosität,
und die Verdichtbarkeit der geologischen Formation sowohl wie die
Viskosität
von Flüssigkeiten
innerhalb der geologischen Formation zu bestimmen. Die Mittelfrequenz
wird vorzugsweise gesteigert, um eine hoch aufgelöste Untersuchung
der geologischen Formation in seichten Tiefen und eine Reduzierung
für die Untersuchung
grösserer
Tiefen der geologischen Formation mit geringerer Auflösung zu
ermöglichen.
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Eine
weitere Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung bietet einen Übertragungssensor, welcher
operativ mit dem Impulsgenerator verbunden ist, mit der geologischen
Formation in Kontakt steht, und die Impulswellenform an die geologische
Formation überträgt. Wie
bei der ersten Ausführungsform wird
auch hier die erste Ankunftszeit der Impulsdruckwellenform von einem
Sensor aufgespürt,
welcher operativ mit dem Empfängersensor
verbunden ist. Bei einer weiteren Ausführungsform wird mehr als ein
Empfängersensor
in dem Tieflochwerkzeug angewendet, um mehr als eine Ankunftszeit
in verschiedenen Abständen
oder azimuthalen Orientierungen innerhalb des Bohrlochs aufzuspüren.
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Die
Methode und das Gerät
der vorliegenden Erfindung bieten ein einfaches System für das Testen einer
geologischen Formation in situ, und eignen sich besonders für Formationen
mit einer niedrigen Durchlässigkeit.
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Die
vorliegenden Erfindung und ihre zahlreichen Ziele, Eigenschaften,
und Vorteile werden dem Fachmann auf diesem Gebiet unter Bezugnahme
auf die beiliegenden Zeichnungen sofort deutlich werden, wobei:
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1 eine schematische Illustration
einer ersten Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung darstellt;
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2 eine schematische Illustration
einer zweiten Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung darstellt, bei welcher ein Übertragungssensor operativ
mit einem sich hin und her bewegenden Kolben verbunden ist;
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3 eine schematische Illustration
einer dritten Ausführungsform
der vorliegenden Erfindung darstellt, bei welcher das Tieflochwerkzeug
mehr als einen Empfängersensor
umfasst; und
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4 eine Tabelle darstellt,
welche Gruppengeschwindigkeiten illustriert, wie zum Beispiel für die vorliegende
Erfindung als eine Funktion einer Formationsdurchlässigkeit
und einer Übertragungsanregungsfrequenz.
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Die
Anwendung gleicher Referenzsymbole in verschiedenen Zeichnungen
deuten auf ähnliche oder
identische Komponenten hin.
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Unter
Bezugnahme auf 1 wird
hier ein Tieflochwerkzeug 100 der vorliegenden Erfindung
in ein Bohrloch 102 herabgelassen, zum Beispiel an einem
Kabel 104, welches mit einem LKW 106 verbunden
ist. Verschiedene Arten von Tieflochtestgeräten sowohl wie verschiedene
Anwendungsmethoden, wie zum Beispiel die Drahtleitungs- oder Bohrgestängeanwendung,
sind dem Fachmann auf diesem Gebiet bekannt. Das Gerät der vorliegenden
Erfindung wird in dem Bohrloch positioniert und auf die gleiche Art
und Weise angewendet. Das Gerät
der vorliegenden Erfindung kann jedoch auch dauerhaft innerhalb des
Bohrlochs festgestellt werden, oder es kann bewegbar für eine ununterbrochene
Messung eines Tiefenintervalls positioniert werden. Ein Elektromotor oder
ein elektrohydraulisches System 108 treibt die anderen
Komponenten innerhalb des Tiefloches 100. Elektrischer
Strom für
den Betrieb des Tieflochwerkzeugs wird mit Hilfe des Kabels 104 geliefert.
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Bei
einer bevorzugten Ausführungsform
umfasst das Tieflochwerkzeug 100 einen Empfängersensor 110 und
Backup-Pads 112, welche sich zum Beispiel von dem Tieflochwerkzeug 100 hinweg
erstrecken, um in die Wände
des Bohrlochs 102 einzugreifen. Das Eingreifen des Empfängersensors 110 in
die Wand des Bohrlochs 102 ist notwendig, um den Empfängersensor 110 von
Flüssigkeiten
innerhalb des Bohrlochs 102 zu isolieren. Backup-Pads 112 werden
dazu angewendet, das Tieflochwerkzeug 100 zu stabilisieren
und sicherzustellen, dass der Empfängersensor 110 an
der Wand des Bohrlochs 102 in Position verbleibt.
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Der
Empfängersensor 110 ist
getrennt und einen vorbestimmten Abstand von einem sich hin und her
bewegenden Kolben 114 (oder Übertrager) entfernt angeordnet,
und vorzugsweise innerhalb eines Bereichs von ungefähr einem
halben bis zehn Fuß (0.15
bis 3 m). Der sich hin und her bewegende Kolben 114 kontrolliert
den Druck und die Fließrate
an dem Empfängersensor 110.
Der Kolben 114 ist hydraulisch mit der Fließleitung
des Werkzeugs 116 verbunden. Ein Ventil 124 ist
geöffnet
und ermöglicht eine
Weiterleitung des Druckimpulses an eine Öffnung zwischen den Packern.
Der Kolben 114 ist so entworfen, dass derselbe einen Druckimpuls
erzeugen kann, und daher als ein Impulsgenerator betrieben werden
kann. Die Packer 126 werden dazu angewendet, den Druckimpuls
zwischen den Packern innerhalb des Bohrlochs 102 zu isolieren
und zu zentrieren.
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Ein
Sensor 118 mit, zum Beispiel, einer hoch akkuraten Quartzmeßuhr ist
mit dem Empfängersensor 110 verbunden
und wird dazu angewendet, den Druck an dem Empfängersensor 110 aufzuzeichnen. Der
Empfängersensor 110 kann
mit Hilfe des Isolierventils 120 von dem Kolben 114 isoliert
werden, und der Kolben 114 ist durch das Isolierventil 124 von
den Bohrlochflüssigkeiten
isoliert. Ein Ausgleichventil 122 ermöglicht den Fluß von Bohrlochflüssigkeiten
in die Fließleitung 116,
wenn das Testverfahren abgeschlossen ist.
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Das
Tieflochwerkzeug 100 wird zum Beispiel an einem Kabel 104 von
dem LKW 106 in das Bohrloch 102 herabgelassen.
Der Elektromotor oder das elektrohydraulische System 108 veranlasst
dann ein Ausfahren des Empfängersensors 110 und
der Backup-Pads 112, sodass dieselben in die Bohrlochwände eingreifen.
Der Elektromotor oder das elektrohydraulische System 108 veranlassen
ausserdem ein Ausdehnen der Packer 126 durch Aufblasen
derselben, wodurch ein Intervall der Formation zwischen den Packern 126 isoliert
wird. Der Kolben 114 wird als ein Impulsgenerator angewendet,
d. h. für
das Pulsieren der zwischen den Packern 126 eingeschlossenen
Bohrlochflüssigkeiten,
was unverzüglich
einen Druckimpuls innerhalb der Formation und neben diesem Abschnitt
des Bohrlochs erzeugt.
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Die
jeweiligen Isolierventile 120 und 124 und das
Ausgleichventil 122 sind normalerweise geöffnet, wenn
das Tieflochwerkzeug 100 in das Bohrloch 102 herabgelassen
wird. Vor dem Feststellen des Werkzeugs werden die Ventile 120, 122 und 124 geschlossen,
um die Fließleitung 116 von
den Bohrlochflüssigkeiten
zu isolieren. Das Isolierventil 120 wird dann geöffnet, und
der Kolben 114 entnimmt eine kleine Menge von Flüssigkeit
aus dem Empfängersensor 110,
um eine Sinkgeschwindigkeit zu erzeugen, welche von dem Druckmeßsensor 118 aufgezeichnet wird.
Vorzugsweise verwendet diese Sinkgeschwindigkeitsmessung ungefähr fünf bis zehn
Kubikzentimeter Flüssigkeit.
Das Isolierventil 120 wird dann geschlossen und erzeugt
einen Druckanstieg am Empfängersensor 110.
Die Drucksinkgeschwindigkeits- und Anstiegsverfahren werden durchgeführt, um
sicherzustellen, dass der Empfängersensor 110 mit der
Formation 128 in hydraulischer Verbindung steht.
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Das
Isolierventil 124 wird dann geöffnet, und der Kolben 114 entnimmt
eine grössere
Flüssigkeitsmenge,
ungefähr
10 bis 100 Kubikzentimeter, aus dem Bohrloch 102. Das Ventil 124 wird
dann geschlossen, und der Druck kann sich steigern. Das Ventil 124 wird
dann wieder geöffnet
und der Kolben 114 verdrängt, um eine kurzzeitige Impulsdruckwellenform
zu produzieren, wie zum Beispiel eine Impulswellentransiente, welche
aus einer kurzzeitigen sinodischen Druckwellenform besteht. Die
kurzzeitige sinodische Druckwelle kann zwischen ungefähr vier
und ungefähr
zehn Takten der Mittelfrequenz betragen. Die Impulsdruckwellenform
propagiert durch die geologische Formation 128. Der Sensor 118 spürt eine
erste Ankunftszeit (Δt)
der Impulsdruckwellenform an der Empfängersonde 110 auf.
Durch Anwenden des Abstands (D) des Empfängersensors 110 von
dem Kolben 114 und der Übertrager-an-Empfänger Transitzeit Δt der Impulsdruckwellenform
zur Bestimmung der Druckimpulsgeschwindigkeit können genauste Einschätzungen
der Durchlässigkeit
und anderer Eigenschaften der geologischen Formation mit Hilfe des
weiter unten aufgeführten
Geschwindigkeitsverhältnisses
für die
Gruppengeschwindigkeit erstellt werden.
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Die
kurzzeitige Impulsdruckwellenform wird um eine Mittelfrequenz herum
erzeugt. Wenn die Impulsdruckwellenform erzeugt worden ist, propagiert dieselbe
mit einer „Gruppengeschwindigkeit" (die Geschwindigkeit
der Energiepropagierung für
wellenartige Störungen)
durch die geologische Formation. Die Gruppengeschwindigkeit (Cg) wird wie folgt berechnet: Cg = √{8kω/(ϕμc)}wobei:
k
die Durchlässigkeit
der geologischen Formation repräsentiert,
ω die Rundfrequenz
repräsentiert,
ϕ die
Porosität
der geologischen Formation repräsentiert,
μ die Geschwindigkeit
der Flüssigkeiten
innerhalb der geologischen Formation repräsentiert, und
c die Verdichtbarkeit
der Flüssigkeiten
innerhalb der geologischen Frequenz repräsentiert.
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Die
Rundfrequenz ω wird
wie folgt berechnet: ω = 2πf wobei f die Mittelfrequenz
der Wellenform in Hertz darstellt.
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Für eine Impulswellenform,
welche um eine Mittelfrequenz herum erzeugt wurde, wird die korrespondierende
Gruppengeschwindigkeit konstant sein. Die Geschwindigkeit der Impulsdruckwellenform
wird mit Hilfe des Abstandes (D) des Empfängersensors 110 von
dem Impulsgenerator (hier als ein sich hin und her bewegender Kolben 114 dargestellt)
und der ersten Ankunftszeit (Δt)
der Impulsdruckwellenform an dem Empfängersensor 110 errechnet.
Die Geschwindigkeit der Impulsdruckwellenform ist mit der Gruppengeschwindigkeit
(Cg) wie folgt identisch: D/Δt = Cg wobei ein Mechanismus für das Bestimmen
der Formationseigenschaften bereitgestellt wird. All der weiter
oben beschriebenen vier Parameter oder Formationseigenschaften können dazu
angewendet werden, die anderen drei Parameter zu bestimmen. Die Mittelfrequenz
kann auch variiert, und mehrere Regressionen durchgeführt werden,
um alle vier Formationsparameter zu bestimmen. So kann die Mittelfrequenz
zum Beispiel gesteigert werden, um seichte Tiefen in der geologischen
Formation mit einer höheren
Auflösung
zu untersuchen, und sie kann reduziert werden, um grössere Tiefen
in der geologischen Formation mit einer geringeren Auflösung zu
untersuchen.
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2 offenbart eine zweite
bevorzugte Ausführungsform
des Gerätes
der vorliegenden Erfindung, bei welcher das Tieflochwerkzeug 200 mit
Ausnahme eines zusätzlichen Übertragungssensors 202 und
der Abwesenheit der Packer 126 grundsätzlich mit dem in 1 dargestellten Tieflochwerkzeug 100 identisch
ist. Der Übertragungssensor 202 ist
operativ mit dem hin und her bewegbaren Kolben 114 verbunden
und überträgt die Impulsdruckwellenform
auf die geologische Formation 128. Der Übertragungssensor 202 ist
vorzugsweise auf dem gleichen Azimuthwinkel positioniert wie der
Empfängersensor 110,
und steht mit der Wand des Bohrloches 102 in Kontakt, um
den Übertragungssensor 202 von
den Bohrlochflüssigkeiten
zu isolieren. Der Empfängersensor 110 und
der Übertragungssensor 202 sind
ungefähr
einen halben bis zehn Fuß (0.15
bis 3 m) voneinander getrennt angeordnet.
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3 zeigt eine dritte Ausführungsform
des Gerätes
der vorliegenden Erfindung, bei welchem das Tieflochwerkzeug 300 mit
Ausnahme eines zusätzlichen
Empfängersensors 302 und
einem korrespondierenden Isolierventil 304 und einem Sensor 306 grundsätzlich mit
dem in 2 dargestellten Tieflochwerkzeug 200 identisch
ist. Es kann mehr als ein Empfängersensor
mit der Methode und dem Gerät
der vorliegenden Erfindung angewendet werden. Die jeweiligen Empfängersonden 110 und 203 sind beide getrennt
und einen vorbestimmten Abstand von dem Übertragungssensor 202 entfernt
angeordnet. Bei der bevorzugten Ausführungsform sind die Empfängersonde 110 und
die Empfängersonde 302 getrennt
und ungefähr
einen halben bis zehn Fuß (0.15
bis 3 m) von dem Übertragungssensor 202 entfernt
angeordnet. Vorzugsweise sind beide der jeweiligen Empfängersensoren 110 und 203 wie
dargestellt innerhalb des gleichen Azimuthwinkels positioniert wie
der Übertragungssensor 202.
Die Empfängersensoren
können
jedoch auch auf einem anderen Azimuthwinkel positioniert werden.
Der erste Empfänger
kann auf der gleichen Tiefe, jedoch auf einem Azimuthwinkel von
180° positioniert
werden. Die Empfängersensoren 110 und 302 stehen
jeweils in Kontakt mit der Wand des Bohrloches 102, um die Empfängersensoren 110 und 302 jeweils
von den Bohrlochflüssigkeiten
zu isolieren.
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Bei
der zweiten und dritten Ausführungsform wird
das Werkzeug auf die gleiche Art und Weise betrieben wie das Werkzeug
der ersten Ausführungsform,
wobei jedoch zusätzlich
mehr als ein Empfängersensor
weitere Daten liefert, was besonders für eine Redundanzanalyse nützlich ist.
Die Anwendung von mehr als einem Empfängersensor liefert auch weitere
Daten, welche für
eine Untersuchung auf verschiedenen Tiefen innerhalb der Formation
und für das
Bestimmen der Durchlässigkeitsgernzen
innerhalb der Formation besonders nützlich sind. In einem Fall
von zwei Empfängersensoren
mit verschiedenen Azimuthwinkeln kann die Anisotrophie mit Bezug
auf das Bohrloch bestimmt werden.
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Als
ein Beispiel werden Proberesultate in 4 aufgeführt, wobei
die Gruppengeschwindigkeit (Cg) in Fuß pro Sekunde
(0.348 ms–1)
hier auf der vertikalen Achse dargestellt wird, und die Durchlässigkeit
(k) sowohl wie die Mittelfrequenz in Hertz (Hz) auf den horizontalen
Achsen verfolgt wird. Bei dem in 4 dargestellten
Beispiel beträgt
die Durchlässigkeit
(k) zwischen 0 md und 1000 md, und die Frequenz (f) beträgt zwischen
0 Hz und 10 Hz bei einer Oszillationsrate, welche mechanisch leicht
aufrecht erhalten werden kann, zum Beispiel mit einem Formationstestkolben.
Das Beispiel setzt eine 20%ig porose (ϕ) Formation und
Wasser von Zimmertemperatur und einen Druck voraus, sowohl wie eine
Geschwindigkeit (μ)
von 1 cp (0.001 Pa s) und eine Verdichtbarkeit (c) von 3 × 106 l/psi (20.67 l/Kpa). Die Geschwindigkeiten
konnten in einen Bereich von 10 bis 200 Fuß pro Sekunde (3 bis 61 m–1)
eingeordnet werden und können
einfach gemessen werden. Wie in 4 dargestellt ändert sich
die Gruppengeschwindigkeit (Cg) gegenüber der
Durchlässigkeit
(k) bei einer feststehenden Mittelfrequenz ungefähr parabolisch, was beweist,
dass Impulsbohrlochtransiente dazu angewendet werden können, wenig
durchlässige
Formationseigenschaften auf eine stabile Art und Weise aufzulösen.
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Die
Methode und das Gerät
der vorliegenden Erfindung können
getrennt oder zur Unterstützung von
entweder der standardgemässen
Sinkgeschwindigkeits- und Anstiegsmethode oder der Phasenverzögerungsmethode
angewendet werden und eignet sich besonders für Formationen mit geringer
Durchlässigkeit.
Ein Vorteil besteht daraus, dass die mit der Phasenwicklung assoziierten
Probleme nicht länger auftreten.
Ein weiterer Vorteil liegt in der Anwendung der ersten Ankunftszeiten
einer Wellenform, welche einfach festzustellen sind. Ein weiterer
Vorteil liegt in der Anwendung von kurzzeitigen Impulsen, wodurch das
Problem des „Ausgrabens" oder Entzifferns
von Amplitudeninformation aus einem durchschnittlichen, sich geometrisch
verschlechternden Hintergrundfeld nicht so gravierend auftritt.
Die Anwendung einer zentrierten Frequenzanregung ermöglicht ausserdem
die Nutzung einer einfachen Formel für das Bestimmen der Formationseigenschaften.
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Obwohl
hier bevorzugte Ausführungsformen dargestellt
und beschrieben wurden können
zahlreiche Modifizierungen und Auswechslungen durchgeführt werden,
ohne von den Prinzipen der beiliegenden Ansprüche abzuweichen. Dementsprechend wird
der Fachmann sofort erkennen, dass die vorliegenden Erfindung hier
lediglich illustrativ geoffenbart, und keineswegs als einschränkend angesehen
werden soll.