EA011493B1

EA011493B1 - Способ и устройство для построения изображений методом индукционного каротажа в буровом растворе на углеводородной основе

Info

Publication number: EA011493B1
Application number: EA200701235A
Authority: EA
Inventors: Леонтий А. Табаровски; Александр Н. Беспалов; Михаил Эпов
Original assignee: Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date: 2004-12-17
Filing date: 2005-12-16
Publication date: 2009-04-28
Also published as: EA200701235A1; CN101116011B; WO2006066047B1; BRPI0515781B1; EP1825302B1; US7299131B2; CA2592363C; WO2006066047A1; EP1825302A1; US20060155471A1; CA2592363A1; CN101116011A; BRPI0515781A

Abstract

В патенте описан прибор индукционного каротажа, включающий передающую и приемную антенны, который используют для осуществления измерений в толщах пород. Антенны могут быть установлены на переводнике компоновки низа бурильной колонны при осуществлении измерений в процессе бурения или на башмаке при осуществлении каротажа на кабеле. Результаты индукционных измерений инвертируют с использованием линеаризованной модели. Параметры модели частично определяют по результатам кавернометрии.

Description

Предпосылки создания изобретения

Область техники

Настоящее изобретение относится к области геофизических исследований в скважинах. В частности, настоящее изобретение относится к устройству и способу построения изображений толщ пород с использованием электрических методов геофизической разведки.

Уровень техники

В патенте ϋδ 3365658 (В1гбтее11), для определения удельного сопротивления толщ пород предложено использование электрического каротажа с фокусировкой тока. Центральный измерительный электрод излучает измерительный ток в направлении прилегающих толщ пород. При помощи экранного тока, излучаемого фокусирующими (экранными) электродами, расположенными вблизи измерительного электрода и с обеих его сторон, измерительный ток фокусируют в относительно узкий пучок тока, направленный из ствола скважины. В патенте ϋδ 4122387 (Л)ат и др.), описано устройство, позволяющее осуществлять одновременный боковой каротаж толщи пород на различных расстояниях от ствола скважины с использованием систем фокусирующих электродов, расположенных на зонде, который опускают в ствол скважины на каротажном кабеле. Один излучатель регулирует частоты двух токов, проходящих через толщу пород на различных заданных расстояниях от ствола скважины. Оплетка каротажного кабеля действует в качестве обратного питающего электрода одной из систем фокусирующих электродов, а электрод электродного комплекта кабеля непосредственно над каротажным зондом действует в качестве обратного питающего электрода второй системы фокусирующих электродов. Также описаны два варианта осуществления, в которых измеряют опорные напряжения на электродах электродного комплекта кабеля и систем фокусирующих электродов.

Ранее предлагались методы исследования толщи пород с использованием группы измерительных электродов. См., например, патенты И8 2930969 (Вакег), СА 685727 (Мали и др.;, ϋδ 4468623 (Сап/его) и ϋδ 5502686 (Оогу и др.). В патенте ϋδ 2930969 предложено использование множества электродов, каждый из которых состоит из дисков, электрически соединенных гибкими проводами с дисками и проводами, заделанными в поверхность гибкой трубы. В патенте СА 685727 предложено использование группы небольших электродных дисков, которые установлены на приборе или прижимном башмаке и каждый из которых вносит отдельно измеряемый измерительный ток для исследования толщи пород электрическими методами. Электродные диски помещают в горизонтальной плоскости с зазорами по окружности между электродами и устройством для последовательного возбуждения и измерения измерительного тока электродов.

В патенте ϋδ 4468623 описаны приборы с прижимными башмаками, на каждом из которых расположено множество небольших измерительных электродов, отдельно измеряемые токи от которых вводят в стенку ствола скважины. Измерительные электроды образуют группу, в которой они расположены, по меньшей мере, по окружности (вокруг оси ствола скважины) через определенные промежутки таким образом, чтобы измерительные токи, которые вводят в участки стенки ствола скважины, до заданной степени перекрывали друг друга по мере движения прибора вдоль ствола скважины. Измерительные электроды имеют небольшие размеры, позволяющие подробно исследовать электрическими методами прилегающий участок окружности ствола скважины и получать информацию о стратиграфии толщи пород вблизи ствола скважины, а также о трещинах и их ориентации. В одном из вариантов осуществления для определения пространственной структуры электроэнергии, вводимой центральным электродом, используют группу измерительных электродов, образующих пространственно замкнутый контур вокруг центрального электрода. В другом варианте осуществления для ввода тока в толщу пород через преимущественно прилегающий участок окружности ствола скважины используют линейную группу измерительных электродов. Дискретные составляющие тока могут быть измерены по отдельности, в результате чего могут быть получено множество геодезических сигналов, которые отображают плотность тока, поступающего от группы, и на основании которых может быть составлена подробная электрическая картина прилегающего участка окружности ствола скважины по мере движения прибора вдоль ствола скважины. Группа измерительных электродов также может иметь замкнутый контур, такой как круг, что позволяет непосредственно определять ориентацию удельного сопротивления аномалий.

В патенте на имя ϋδ 5502686 описано применение акустического датчика в сочетании с установленными на прижимном башмаке электродами, при этом акустические датчики позволяют заполнять пробелы в изображении, получаемом с использованием электродов, за счет того, что в стволах скважин большого диаметра электроды неизбежно не обеспечивают полный охват ствола скважины.

В патенте ϋδ 6714014 (Еуапй и др.), содержание которого полностью включено в настоящее описание в порядке ссылки, описано устройство для построения изображений методом каротажа сопротивлений с использованием бурового раствора на водной основе и бурового раствора на углеводородной основе. В основу устройства, описанного в патенте ϋδ 6714014, положен каротажный прибор на кабеле. В патенте ϋδ 6600321 (Еуапй), описано усовершенствование устройства по предыдущему патенту Еуапй для применения при измерениях в процессе бурения (М\УЭ). В обоих патентах Еуапй используют каротажные электроды, контактирующие с толщей пород.

Описанные выше устройства представляют собой гальванические приборы, ток которых вводят в

- 1 011493 толщу пород. За исключением патентов Еуаик, такие приборы действуют только, если ствол скважины заполнен проводящим флюидом. В патентной заявке И8 10/657,870 (Ктйет и др.), поданной 9 сентября 2003 г., содержание которой полностью включено в настоящее описание в порядке ссылки, для построения скважинных изображений при измерениях в процессе бурения предложено использование гальванических, индукционных и электрокаротажных зондов. Датчик удельной проводимости может быть установлен на прижимном башмаке, ребре или стабилизаторе. В частности, описана экранированная дипольная антенна и квадрупольная антенна. Кроме того, описано использование георадара с рабочей частотой от 500 МГц до 1 ГГц. В одном из вариантов осуществления устройства по заявке И8 10/657,870 предусмотрено приспособление для обеспечения заданного отклонения антенны от стенки ствола скважины с использованием, например, наплавления твердого сплава.

В описанных выше документах уровня техники не решена проблема шероховатости ствола скважины и ее влияния на индукционные измерения. Поскольку они в основном относятся к построению изображений, в них обычно не решается задача заглядывания в толщу пород. Кроме того, не учитывается влияние удельного сопротивления бурового раствора на измерения. Было бы желательно создать способ и устройство для оценки удельного сопротивления толщ пород на удалении от ствола скважины. В таком способе должны быть учтены неровности стенки ствола скважины, а также влияние удельного сопротивления бурового раствора. Данная задача решена в настоящем изобретении.

Краткое изложение сущности изобретения

В настоящем изобретении предложены способ определения удельной проводимости толщи пород и устройство для его осуществления. В предлагаемом способе осуществляют первые измерения с использованием по меньшей мере одной передающей антенны и по меньшей мере одной приемной антенны, преимущественно концентричной с передающей антенной. По меньшей мере одна передающая антенна и по меньшей мере одна приемная антенна установлены на приборе в стволе скважины, пробуренной в толще пород. Осуществляют дополнительные измерения для определения расстояний от прибора до стенки ствола скважины. Результаты первых измерений инвертируют с использованием модели, по меньшей мере частично построенной на основании результатов вторых измерений. В одном из вариантов осуществления изобретения первыми измерениями являются индукционные измерения. Вторыми измерениями могут быть измерения каверномером, которые осуществляют с использованием акустического или механического каверномера.

Модель включает удельное сопротивление бурового раствора в стволе скважины. Используемое при инверсии удельное сопротивление бурового раствора может быть основано на результатах реальных скважинных измерений или может представлять собой результаты наземных измерений с поправкой на температуру. В одном из вариантов осуществления изобретения пространственную геометрию модели не обновляют в процессе инверсии. Разность 5е между ЭДС исходной и фоновой модели может быть приблизительно описана линейной системой алгебраических уравнений. При помощи линеаризованной модели можно вычислить отклонения и суммировать их с фоновой моделью, чтобы получить обновленную фоновую модель. Для этого осуществляют итерации до тех пор, пока не будет получено схождение.

Краткое описание чертежей

Изобретение будет более понятно из следующего далее подробного описания и чертежей, на которых в качестве примера представлено:

на фиг. 1 (уровень техники) схематически проиллюстрирована буровая система;

на фиг. 2 - один из вариантов осуществления настоящего изобретения на утяжеленной бурильной трубе;

на фиг. 3 - вид в поперечном разрезе каротажного прибора, включающего передатчик и приемник в стволе скважины;

на фиг. 4 - модель плоскослоистой среды, используемая в одном из вариантов осуществления изобретения;

на фиг. 5 - вид в разрезе колебаний размера ствола скважины;

на фиг. 6 - конструкция рамочных антенн;

на фиг. 7 - пример модели, используемой для оценки предложенного в настоящем изобретении способа;

на фиг. 8 - фоновая модель, соответствующая модели, показанной на фиг. 7;

на фиг. 9а и 9б - реакции показанных на фиг. 6 антенн на модель, показанную на фиг. 7;

на фиг. 10 - результаты после одной и четырех итераций с использованием предложенного в настоящем изобретении способа на основании реакций, показанных на фиг. 9а и 9б;

на фиг. 11 - пример трехмерной модели, используемой для оценки предложенного в настоящем изобретении способа;

на фиг. 12 - фоновая модель, соответствующая модели, показанной на фиг. 11;

на фиг. 13а и 13б - реакции показанных на фиг. 6 антенн на модель, показанную на фиг. 11;

на фиг. 14а и 14б - результаты после одной и четырех итераций с использованием предложенного в настоящем изобретении способа на основании реакций, показанных на фиг. 13а и 13 б, и на фиг. 15 - блок-схема, иллюстрирующая один из вариантов осуществления способа, предложен

- 2 011493 ного в настоящем изобретении.

Подробное описание изобретения

Перед тем, как перейти к рассмотрению конкретных способов и аппаратуры для построения изображений методом индукционного каротажа сопротивлений в буровом растворе на углеводородной основе, следует рассмотреть принципы, которые должны быть положены в основу таких способов и аппаратуры. В настоящем описании проанализировано влияние шероховатости ствола скважины, что никогда ранее не делалось.

На фиг. 1 схематически показана буровая система 10 с бурильной колонной 20, на которой установлена буровая компоновка 90 (также именуемая компоновкой низа бурильной колонны или КНБК), доставляемая в ствол 26 скважины для бурения. Буровая система 10 включает обычную буровую вышку 11, установленную на полу 12, на который опирается буровой ротор 14, которому сообщает вращение с необходимым числом оборотов первичный привод, такой как электродвигатель (не показан). Бурильная колонна 20 представляет собой систему труб, такую как бурильная труба 22 или гибкие НКТ малого диаметра, которые проходят с поверхности в ствол 26 скважины. Когда в качестве системы труб используют бурильную трубу 22, бурильную колонну 20 проталкивают в ствол 26 скважины. Однако в случае использования гибких НКТ малого диаметра для перемещения системы труб от их источника, такого как барабан-накопитель (не показан), в ствол 26 скважины используют устройство захвата и подачи непрерывной колонны НКТ, такое как затвор (не показан). Для бурения ствола 26 скважины используют буровое долото 50, установленное на конце бурильной колонны, которое при вращении разрушает толщу пород. В случае использования бурильной трубы 22 бурильную колонну 20 посредством квадратной штанги 21, вертлюжного соединения 28 и талевого каната 29, проходящего через шкив 23, соединяют с буровой лебедкой 30. В процессе бурения буровую лебедку 30 используют для регулирования осевой нагрузки на долото, которая является важным параметром, влияющим на скорость проходки. Поскольку работа буровой лебедки хорошо известна из уровня техники, она подробно не описана далее.

В процессе бурения через канал в бурильной колонне 20 при помощи бурового насоса 34 под давлением подают соответствующий буровой раствор 31, который поступает из резервуара (источника) 32 для бурового раствора. Буровой раствор поступает из бурового насоса 34 в бурильную колонну 20 через поглотитель гидравлического удара, трубопровод 38 и квадратную штангу 21. Буровой раствор 31 выпускают на дне 51 ствола скважины через отверстие в буровом долоте 50. Буровой раствор 31 циркулирует вверх по стволу скважины через кольцевое пространство 27 между бурильной колонной 20 и стволом 26 скважины и возвращается в резервуар 32 по обратному трубопроводу 35. Буровой раствор служит для смазывания бурового долота 50 и отвода от него выбуренной породы. На трубопроводе 38 предпочтительно установлен датчик 8_Ь обеспечивающий информацию о расходе бурового раствора. Расположенный на поверхности датчик 8₂ крутящего момента и датчик 8₃, соединенный с бурильной колонной 20, соответственно, обеспечивают информацию о крутящем моменте и скорости вращения бурильной колонны. Для получения информации о нагрузке на крюк бурильной колонны 20 дополнительно используют датчик (не показан), соединенный с талевым канатом 29.

В одном из вариантов осуществления изобретения буровое долото 50 вращается лишь при вращении бурильной трубы 22. В другом варианте осуществления изобретения для сообщения вращения буровому долоту 50 в буровой компоновке 90 расположен забойный двигатель 55 (турбобур), а вращение бурильной трубы 22 обычно используют при необходимости в качестве дополнительного крутящего момента и для изменения направления бурения.

В варианте осуществления, показанном на фиг. 1, забойный двигатель 55 соединен с буровым долотом 50 посредством ведущего вала (не показан), который расположен в подшипниковом узле 57. Когда через забойный двигатель 55 под давлением поступает буровой раствор 31, забойный двигатель 55 сообщает вращение буровому долоту 50. Подшипниковый узел 57 обеспечивает радиальное и осевое усилия бурового долота. В качестве центратора нижнего участка узла забойного двигателя используют стабилизатор 58, соединенный с подшипниковым узлом 57.

С бурильной колонной 20 последовательно соединены соединительный переводник 72, силовая установка 78 и прибор 79 для измерений в процессе бурения. Для соединения прибора 79 для измерений в процессе бурения в буровой компоновке 90 используют, например, гибкие переводники. Такие переводники и приборы образуют компоновку 90 низа бурильной колонны между бурильной колонной 20 и буровым долотом 50. Буровая компоновка 90 служит для осуществления различных измерений, включая измерения методом импульсного ядерного магнитного резонанса в процессе бурения ствола 26 скважины. Соединительный переводник 72 принимает сигналы и данные измерений и передает сигналы, например, по двустороннему телеметрическому каналу для обработки на поверхности. В качестве альтернативы, обработка сигналов может осуществляться с использованием скважинного процессора буровой компоновки 90.

Наземный блок управления или процессор 40 также принимает сигналы, поступающие от других скважинных датчиков и устройств, и сигналы, поступающие от датчиков 8₁-8₃ и других датчиков, которые используют в системе 10, и обрабатывает такие сигналы в соответствии с запрограммированными командами, которыми снабжен наземный блок 40 управления. Наземный блок 40 управления отображает

- 3 011493 требуемые параметры бурения и другую информацию на дисплее/мониторе 42, который использует оператор для управления операциями бурения. Наземный блок 40 управления обычно включает компьютер или микропроцессорную систему обработки, память для хранения программ или моделей и данных, устройство регистрации данных и другие периферийные устройства. В случае возникновения небезопасных или нежелательных условий эксплуатации блок 40 управления обычно приводит в действие устройство 44 аварийной сигнализации.

На фиг. 2 показана одна из конфигураций датчика сопротивлений, применимого при измерениях в процессе бурения. Показан отрезок утяжеленной бурильной трубы 101 с утопленным участком 103. Утяжеленная бурильная труба является частью рассмотренной выше компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и служит для бурения ствола скважины. С точки зрения настоящего описания КНБК также может означать забойное буровое оборудование. На утопленном участке расположена передающая антенна 109 и две приемные антенны 105, 107 (дальний приемник или приемник К.2 и ближний приемник или приемник К1), преимущественно концентричные с передающей антенной. Следует отметить, что термин концентричный имеет два значения. Одним из них является имеющие общий центр, а другим - имеющие общую ось. Подразумевается, что в настоящем описании термин концентричный охватывает оба эти значения. Как показано, ось передающей антенны и приемной антенны, по существу, ортогональны продольной оси прибора (и стволу скважины, в которой его доставляют). На основании результатов моделирования (не показанных) было установлено, что, если ось передающей антенны параллельна стволу скважины (и прибору), она не обеспечивает соответствующую разрешающую способность.

Далее описана работа прибора индукционного каротажа, например, показанного на фиг. 2, на примере ствола скважины, заполненного буровым раствором на углеводородной основе. Стенки ствола скважины являются неровными. Необходимо определять удельное сопротивление за стенками ствола скважины в зависимости от как азимутального угла, так и глубины. Для определения удельного сопротивления над прижимным башмаком необходимо установить группу приемников. На фиг. 3 показано характерное схематическое представление среды и прижимного башмака.

На фиг. 3 показан ствол 157 скважины с буровым раствором внутри и стенкой 151. Показано, что стенка является неровной из-за шероховатости. Металлический участок антенны на приборе для измерения сопротивления обозначен позицией 155, а непроводящий участок обозначен позицией 153.

На фиг. 3 обозначена полярная система координат {г, φ, ζ}. Вертикальная ось ζ совпадает с осью ствола скважины и направлена вниз (т.е. внутрь чертежа). Считается, что радиус ствола скважины зависит как от азимутального угла, так и глубины ^=/(ф>^г) (р

Номинальный радиус ствола скважины обозначен г_б. Также, предполагается, что средние отклонения фактического расстояния до стенки ствола скважины от номинального радиуса в интервале глубин (ζ₁, ζ₂) являются относительно незначительными ζ₃2π δ_Γ=^---——<ο.ι . (2)

Поверхность непроводящего участка прижимного башмака описана следующим уравнением: ^=/(^2^1^2^) = ^ (-VI

Поверхность металлической части башмака описана следующим уравнением:

^=/(φΐ»Φ2.Ζ1,Ζ₂,φ,ζ) = С_2> Ζ!<2<2₂

В данном случае Δφ = (φ₂-φ₁) и (ζ₂-ζ₁) означают угловую протяженность и размер башмака по вертикали, б_р = Гр- г_т означает толщину непроводника, б_т означает толщину металла.

Предполагается, что при контакте прижимного башмака со стенкой ствола скважины в области [φ₁,φ₂, ζ₁, ζ₂] существуют точки, в которых г_р = г„. Для остальных точек соблюдается следующее неравенство г_р < г„. Например, угловую протяженность прижимного башмака принимают за 45°. Как показано на фиг. 4, размеры башмака равны 1φ и 1_ζ при номинальном диаметре ствола скважины г_ь. В приведенных ниже примерах г_ь равен 0,108 м, а 1φ и 1_ζ приняты за 0,085 м.

Согласно модели, удельное сопротивление бурового раствора на углеводородной основе равно 10³Ω-м, удельное сопротивление непроводящего участка на поверхности башмака равно 10³ Ω-м, а удельное сопротивление металлического корпуса башмака составляет в пределах 10^-6 Ω-м. Удельное сопротивление горной породы меняется в диапазоне 0,1-200 Ω-м. Допустим, что радиальная толщина непроводящего участка башмака равна бр = 0,02 м, радиальная толщина металлического участка башмака равна бт = 0,03 м.

Для упрощения анализа вместо показанной на фиг. 3 модели с концентрическими границами используем модель плоскослоистой среды, показанную на фиг. 4. Относительное отклонение поверхности

- 4 011493 башмака от плоскости

Линейный размер башмака в плоскости

ζ == ^г (ζι <^г < Ζ2) равен

Относительное изменение линейного размера

составляет менее 2,5%.

Эффективная глубина проникновения на металлическом участке башмака равна „ 0,005 д®— 47 (£ означает частоты в МГц). На частоте ί= 1 МГц эффективная глубина проникновения равна 5 мм. Это существенно меньше, чем радиальная глубина б_т. Следовательно, можно считать, что данная вели чина незначительно повлияла на результаты расчетов.

В плоском приближении трехслойная модель характеризуется декартовой системой координат {х, у, ζ}. Ось х перпендикулярна поверхности башмака и направлена вправо, как это показано на фиг. 5. В таком случае поверхность башмака описывается уравнением х = 0. Данная поверхность разделяет высокопроводящее полупространство (металлическую часть башмака) и непроводящий участок. Данный участок включает непроводящую часть башмака и слой бурового раствора. Толщина слоя меняется из-за неровностей стенок ствола скважины. Уравнение, описывающее границу буровой раствор - среда, мож но записать в следующем виде:

*„=/(% ζ) (5)

При этом х„> 0. Амплитуду очертания границы можно описать следующим уравнением:

Аг и· ~ (6) где х_тш = тш{х„} для всех (у, ζ). Амплитуда неровной границы Дх„ равна в среднем 0,01 м. За пределами данной границы расположена неоднородная проводящая среда. Полная модель представлена на фиг. 5, где позицией 151 обозначена стенка ствола скважины. Три слоя модели отображают (ί) металл, (ίί) непроводник и скважинный флюид и (ш) толщу пород снаружи стенки ствола скважины.

В качестве источника поля выбирают токовые контуры, которые параллельны поверхности контакта оборудования со стенкой и покрыты непроводником толщиной менее 0,01 м. Здесь также установлены приемные контуры. С точки зрения настоящего изобретения термины контур или катушка являются взаимозаменяемыми. Над прижимным башмаком помещают две группы приемников. Первая группа состоит из двух соосных токовых контуров относительно большого размера (радиус - 0,5 1φ). Контуры разнесены на расстояние 0,01 м друг от друга в направлении, перпендикулярном поверхности башмака. Посередине расположен небольшой контур, соосный передающим контурам. Соотношение между токовыми контурами выбрано таким образом, чтобы в отсутствии исследуемой среды уровень сигнала был меньше уровня шума. Частоту тока питания выбирают таким образом, чтобы эффективная глубина проникновения превышала характеристические размеры неоднородностей.

Для исследования структуры среды была смоделирована группа приемников, включающая набор токовых контуров. На фиг. 6 показано расположение контуров 201, 203, 205, 207, 209, а также направления токов. Были выбраны такие точки измерений и направление тока, чтобы подавить поле постоянного тока контура. Точки измерений обозначены на фиг. 6 звездами. Расстояния между центрами токовых контуров обозначены как б. Если центры контуров разнесены по оси ζ, б = 6_ζ, а если центры контуров разнесены по оси у, б = б_у. Точка измерения всегда расположена на одинаковом расстоянии от центров контуров. В действительности токовые и приемные контуры расположены в разных плоскостях. Однако для упрощения расчетов показано, что контуры расположены в одной плоскости.

Далее приведена математическая формулировка программы моделирования. Виток тока в горизонтальной плоскости с радиусом г₀ и центром в точке (х₀, у₀, ζ₀) отображен внешним источником индуктивности. Здесь и далее х₀ = 0. Если ток в витке является одночастотным, плотность тока равна

7™ =7_οδ(χ-χ_ο)δ(^-_Λ)δ(ζ-_2ο>-^ίω' , _(?) при этом ω = 2π£ означает угловую частоту, δ означает дельта-функцию Дирака, а 1₀ означает амплитуду тока.

Электрическое поле ζ). ур_{авнения} Максвелла в проводящей немагнитной среде (μ =μο =

4π·10^-7 Н/т) имеют следующую форму:

- 5 011493 где

означают комплексную удельную проводимость, σ означает удельную проводимость, ε означает диэлектрическую проницаемость. На основании системы уравнений (8), получаем уравнение Гельмгольца для электрического поля Е в области, содержащей источник:

в котором ξ (х, у, ζ) означает точку наблюдений, * ⁼ -7^_ίωμ_οσ означает волновое число.

На всех границах тангенциальные составляющие электрического поля являются непрерывными

с соблюдением условия убывания в бесконечности

Уравнение (9) в сочетании с условиями (10)-(11) решает задачу определения границ электрического поля.

Затем методом возмущений получают приближенное решение задачи определения границ. Предполагается, что трехмерное распределение удельной проводимости может быть отображено в виде суммы:

где σ^Ι:ι(ζ) означает одномерное распределение удельной проводимости, зависящее только от координаты ζ, δσ(ξ) означает относительно небольшие трехмерные распределения. Величины в возмущения определяют при помощи следующего неравенства:

^тахМ)| _<02σ*(2)

Модель с одномерным распределением удельной проводимости σ^|:ι(ζ) в дальнейшем именуется фоновой моделью, а соответствующие поля - нормальными полями. На основании уравнения (12) электрическое поле можно описать в виде суммы фоновой и возмущенной составляющих:

где Ё означает фоновое электрическое поле, означает его возмущение.

Поле отвечает условиям следующего уравнения:

где

Ρ(ζ) = ^-ίωμ₀σ⁶(ζ) означает волновое число для фоновой модели. В результате подстановки уравнений (12)-(13) в уравнение (14) получаем:

где означает возмущение квадрата волнового числа, связанное с относительно небольшими пространственными изменениями удельной проводимости в определенной области V.

Из уравнений (14) и (15) получаем уравнение для возмущенной составляющей V х V х δΕ + [Л^ь (г)]² δΕ = - δΚ\ξ) (Ё^ь + δΕ) (16)

Для решения векторного уравнения (16) могут быть использованы функции Грина. Данные функции обеспечивают решение такого же уравнения, но с отличающейся правой стороной:

где означают единичные векторы обобщенной декартовой системы координат.

Затем из уравнений (16) и (17) получаем:

- 6 011493

Далее рассмотрим модель, в которой возмущением является изменение удельной проводимости.

Если возбуждающий контур и точка измерений расположены вне области возмущения удельной проводимости, для решения интегрального уравнения Фредгольма используют электрическое поле ^(ξο|ξ):

£(ξ₀ I ξ) = ^(ξο I ξ) - ρ*²(ξ')σ^£ (ξ I ξ'№ I

У (19) в котором ξ₀(χ₀^₀,ζ₀), ξ(χ, у, ζ) означают точки, определяющие положение как возбуждающего, так и приемного контуров, а ξ'^¹, у', ζ') означает точку интегрирования. При помощи исходных уравнений можно определить как магнитное поле, так и соответствующий вектор Грина на основании заданного электрического поля.

Как известно, при помощи аналогичного интегрального уравнения (19) можно определить магнитное поле

После определения полей осуществляют линейное приближение, которое заключается в замене полных полей в интегральных уравнениях (20) и (21) полями из фоновой среды:

£(ξ)*^(ξ), ^(ξ)«^(ξ) ₍₂₂₎

Так, для описания азимутальной составляющей электрического поля и горизонтальной составляющей магнитного поля используют следующие интегральные уравнения:

Точность линейного приближения зависит от выбора фоновой модели, размеров неоднородности и относительно резко отличающейся удельной электрической проводимости. В качестве фоновой модели используется трехслойная модель плоскослоистой среды, описанная выше при рассмотрении фиг. 5. Введем систему цилиндрических координат {г, φ, χ}, в которой у

ι 2 1апр=— г = ^у +ζ ^ψ _ζ ♦ ‘

Так, когда и возбуждающий, и приемный контуры расположены в одном слое, горизонтальная составляющая магнитного поля может быть описана следующим образом:

В данном случае

(ί= 1 - металлическая часть башмака, ί = 2 - непроводящая часть башмака, ) = 3 - исследуемая среда),

В данном случае горизонтальная составляющая магнитного поля, генерируемого токовым контуром с радиусом г₀, в однородной среде с характеристиками пласта равна:

- 7 011493

Представляем интеграл на протяжении области возмущения удельной проводимости, определенной при помощи уравнений (24) и (25), в виде наложения полей вторичного источника возбуждения. Определяем интегрируемую величину аналогично тому, как это сделано при помощи уравнений (24) и (25). Интегрируемая величина описана в мультипликативной форме. Аномальная часть горизонтальной составляющей магнитного поля токового контура может быть представлена в виде наложения характеристик соответствующих горизонтальных и вертикальных электрических диполей. В данном случае они представляют собой функции Грина, которые задают моменты вторичных источников возбуждения δ^(ξ')£„

Кофакторы (Ε_ΧΖ, Е_ху) могут быть заданы следующим образом:

^ЕХ2 = 8Ш %! |λ .ή (λ/-₀) (λη ) Фз ί/λ о

О0

Е„ Ιλ/,ίληΜίλ^Φΐί/λ

О или

при этом

Соответственно, вертикальные составляющие магнитного поля (Η_ΖΧ, Н_ху) вторичных источников возбуждения представлены в следующей форме:

или

при этом

Ф³2 = ζ_η - ζ · Уп~ У ^ζ~^ζ У~ У

С08%, “ —--- 51П%1 = —--— СО8%₂ =---- 81П%2 ~ -~ η г_} г₂г

99'

Токовый контур с центром в точке ξ₀ и точка наблюдений ξ расположены в одном слое, а вторичный источник возбуждения и точка интегрирования тока ξ' расположены в нижнем полупространстве.

В результате интегрируемая величина имеет следующее представление:

+ Е^Н^ = Е₉Н_х соз(%₂ - χ,)

Так, горизонтальная составляющая магнитного поля имеет следующее интегральное представление:

- 8 011493

Далее рассмотрим задачу инверсии при определении распределения удельного сопротивления, соответствующего измеренным сигналам. На основании уравнения 25(а) разность 5е между ЭДС исходной и фоновой модели может быть приблизительно описана линейной системой алгебраических уравнений:

Где означает множество приращений измеренных величин, δσ означает множество возмущений удельной проводимости, А означает прямоугольную матрицу линейных коэффициентов, соответствующих интегралам на протяжении областей возмущения. Матрица А является матрицей Якоби частичных производных измеренных величин относительно возмущениям фоновой модели. Ее вычиляют известными способами с использованием правой стороны уравнения (25а). Размерность матрицы составляет ΝρχΝρ (Ν_Γ означает число измерений, Ν_Ρ означает число разбиений в области возмущения).

В таком случае решение задачи инверсии сводится к минимизации целевой функции (разности между полевыми и модельными каротажными данными):

ΙΕ Т ^е‘ и означают наблюдаемые и модельные значения разности между ЭДС, соответственно. Элементы векторов Зе и δσ линейной системы алгебраических уравнений имеют следующее представ ление:

6е,=е^-е{ при этом индекс ί=1,...,Ν_Ρ и индекс _) =1,...,Ν_Ρ означают число измерений и значения удельной электрической проводимости в области _), соответственно.

Осуществим линеаризацию задачи инверсии приближенно к параметрам модели. Минимальную функцию Г получают, если

^аи ⁼ —а “ & СУ где А^-1 означает матрицу чувствительности, а означают элементы матрицы.

Рассмотрим несколько примеров реконструкции распределения удельного электрического сопротивления в среде. На фиг. 7 показаны двухмерные очертания стенки ствола скважины. Предполагается, что очертания меняются в пределах 0,2 м (от -0,1 до 0,1 м). Их максимальная амплитуда составляет 0,025 м. Рабочей частотой является частота 20 МГц.

Рассмотрим две модели. Первая модель является двухмерной (удельное сопротивление не меняется по оси у). На фиг. 7 показано распределение удельного сопротивления вдоль стенки ствола скважины. Показаны значения удельного сопротивления, а стенка ствола скважины обозначена позицией 151'. Вторая модель является трехмерной. На фиг. 11 показано распределение удельного сопротивления в плоскостях у = ±0,025. При у = 0 распределение удельного сопротивления не отличается от распределения в двухмерной модели (фиг. 7). Удельное сопротивление в фоновой модели равно 10 Ом/м. Значения удельного сопротивления в подобластях находятся в пределах от 5 до 35 Ом/м. Ширина всех подобластей одинакова и составляет 0,025 или 0,05 м.

После определения усредненного удельного сопротивления используют группу приемников, такую как показана на фиг. 2. Токи в возбуждающих контурах приведены пропорционально величине нормальной ЭДС.

/₂ _ Нее, _ 0,419 ή Кее, °>⁴⁸² =-0,868.

Измерение сигнала в такой системе в основном зависит от среднего удельного сопротивления исследуемой среды.

На фиг. 8 показано распределение 251 удельного сопротивления в фоновой среде, полученное при помощи измерений с использованием группы приемников, таких как показаны на фиг. 2. На фиг. 9а показаны модельные каротажные диаграммы 301, 303, 305 трех групп приемников ά_ζ = 2г₀ = 0,05 м и ά_ζ =±г₀=±0,025 м. Центры групп расположены по оси ζ (см. фиг. 6). Группы способны перемещаться по оси ζ. Нормальный сигнал (в среде металл-непроводник) для отдельного кольца е₀ « 6 V. При поправочном коэффициенте 10 влияние металлической части башмака составляет менее 6 мВ. В данном случае величина полезного сигнала достигает 400 мВ.

- 9 011493

На фиг. 9б показаны модельные каротажные диаграммы 307, 309, 311 тех же группы приемников, но центры которых расположены по оси у. Группы способны перемещаться по оси ζ. В данном случае полезный сигнал примерно в 2-3 меньше, чем в предыдущем случае и не превышает 150 мВ.

На фиг. 10 показаны результаты инверсии каротажных диаграмм, показанных на фиг. 9а, 9б, после одной итерации 321 и после четырех итераций 323. После четырех итераций результаты очень близко сходятся с истинным удельным сопротивлением (если сравнить со значениями удельного сопротивления, показанными на фиг. 7). Итеративная процедура рассмотрена далее.

Далее рассмотрена трехмерная модель, основанная на двухмерной модели. В трехмерной модели при у = 0 двухмерное и трехмерное распределения одинаковы. Трехмерное распределение удельного сопротивления показано на фиг. 11. На фиг. 12 показано среднее одномерное распределение удельного сопротивления по результатам измерений, осуществленных отличающейся группой приемников первого типа, показанной на фиг. 2. На фиг. 13а показаны модельные каротажные диаграммы трех групп: центральной группы (диаграммы 203 и 207) {ά_ζ = 2г₀ = 0,05 м) и двух симметричных групп (диаграммы 203 и 209; 207 и 209) (ά_ζ = ±г₀ = ±0,025 м). Диапазон измеренного сигнал составляет от -350 до 250 мВ. При этом на каротажной диаграмме видно большое число экстремальных значений в точках, в которых система пересекает границы слоев. На фиг. 136 показаны каротажные диаграммы групп приемников, центры контуров которых расположены по оси у и которые способны перемещаться по оси ζ. В данном случае сигнал становится существенно слабее, чем сигнал, показанный на фиг. 13а, и его диапазон составляет от -50 до 40 мВ. Также уменьшается число экстремальных значений (в особенности, на диаграмме, полученной при помощи центральной группы приемников). Решение задачи инверсии позволяет почти без искажений осуществить реконструкцию трехмерного распределения. Это показано на фиг. 14а и 14б.

На фиг. 14а показаны результаты инверсии при у 0,05 м после одной итерации 401 и четырех итераций 403. На фиг. 14б показаны результаты инверсии при у 0,05 м после одной итерации 405 и после четырех итераций 405. Результаты находятся в полном соответствии с моделью, показанной на фиг. 11.

Далее кратко пояснена итеративная процедура. Как указано выше, на фиг. 15 показана исходная модель 451, служащая отправной точкой инверсии. При помощи описанной выше матрицы Якоби 453 получают данные возмущения для модели удельной проводимости с использованием уравнения (26). В частности, при помощи матрицы Якоби осуществляют инверсию разности результатов измерений и выходных данных модели. Данное возмущение на шаге 457 суммируют с исходной моделью и после необязательного сглаживания получают новую модель. На шаге 459 проверяют схождение выходных данных новой модели и результатов осуществленных измерений и при выполнении условия схождения на шаге 461 инверсию прекращают. Если условия схождения не выполнено, на шаге 453 повторно осуществляют линеаризацию с помощью новой матрицы Якоби. Условием схождения может являться заданное число итераций или показатель возмущения ниже порогового значения.

Важной особенностью итеративной процедуры является построение исходной модели. Исходная модель состоит из двух частей: пространственной конфигурации стенки ствола скважины и фоновой модели удельной проводимости, которая включает ствол скважины и толщу пород. В одном из вариантов осуществления изобретения осуществляют измерения акустическим или механическим каверномером. Акустический каверномер описан в патенте И8 5737277 (Рг1С8(, правопреемником которого является настоящий заявитель), содержание которого полностью включено в настоящую заявку в порядке ссылки. Механические каверномеры хорошо известны из уровня техники. В патенте И8 6560889 (Ьесйеп, правопреемником которого является настоящий заявитель) для определения положения рычагов каверномера предложено и заявлено использование магниторезистивных датчиков.

Измерения при помощи каверномера позволяют определить пространственную геометрию модели. Пространственную геометрию модели не обновляют в процессе инверсии. В качестве входного параметра модели используют удельное сопротивление бурового раствора. Для определения удельного сопротивления бурового раствора на поверхности берут образец раствора. В качестве альтернативы, удельное сопротивление раствора можно определить внутри скважины при помощи соответствующего устройства. В патенте И8 6801039 (ГаЬтщ и др., настоящий заявитель), содержание которого полностью включено в настоящую заявку в порядке ссылки, для определения удельного сопротивления бурового раствора предложено использование расфокусированных измерений. В случае наземных измерений удельного сопротивления бурового раствора в измеренное удельное сопротивление вносят поправки на скважинные факторы, такие как температура с использованием известных из уровня техники формул.

Если геометрия стенки ствола скважины является постоянной величиной, можно определить интегралы из уравнения 25(а), которые необходимы для вычисления матрицы Якоби для уравнения (26). В показанной на фиг. 5 трехслойной модели единственные меняющиеся величины удельного сопротивления - это величины удельного сопротивления в пластовом - скважинном флюиде с известными свойствами. Как указано выше, при помощи множества токовых контуров, таких как показаны на фиг. 6, могут быть получены каротажные диаграммы при различных положениях измерительной контактной площадки. Комбинированная серия измерений, осуществляемых при помощи множества контуров, может представлять собой инвертированные данные, которые соответствуют трехмерной модели удельного сопротивления, такой как показана на фиг. 11. Как указано выше, могут быть инвертированы более ранние

- 10 011493 двухмерные модели или данные.

Изобретение описано применительно к устройству, доставляемому в ствол скважины на бурильной трубе, и измерениям, осуществляемым в процессе бурения. Обработка данных может осуществляться с использованием скважинного процессора, находящегося в соответствующем положении. По меньшей мере часть данных может храниться в соответствующем запоминающем устройстве в стволе скважины, при необходимости в сжатом виде. После обращения к запоминающему устройству в процессе операции спуска-подъема бурильной колонны данные могут быть извлечены из запоминающего устройства и обработаны на поверхности. С учетом индуктивного характера способа и устройства, изобретение применимо в буровых растворах на углеводородной основе и буровых растворах на водной основе. Изобретение также может быть реализовано при осуществлении исследований приборами на кабеле с использованием соответствующего каротажного прибора.

Обработка данных может осуществляться скважинным процессором, что позволяет получать скорректированные результаты измерений преимущественно в режиме реального времени. В качестве альтернативы, результаты измерений могут регистрироваться под землей, извлекаться при подъеме бурильной колонны и обрабатываться наземным процессором. Подразумевается, что при управлении и обработке данных используют компьютерную программу на соответствующем машиночитаемом носителе, позволяющую процессору осуществлять управление и обработку. Машиночитаемый носитель может включать ПЗУ, СППЗУ, ЭСППЗУ, флэш-память и оптические диски.

Несмотря на то, что в описании раскрыты предпочтительные варианты осуществления изобретения, для специалиста в данной области техники будут очевидны различные усовершенствования. Предполагается, что раскрытие охватывает все изменения, входящие в объем приложенной формулы.

Ниже приводятся определения некоторых терминов, используемых в описании, формуле изобретения и чертежах:

кавернометр: устройство для измерения внутреннего диаметра обсадной трубы, насоснокомпрессорных труб или необсаженной скважины;

катушка (контур): один или несколько, возможно, круглых или цилиндрических витков токонесущего проводника, способного создавать магнитное поле;

ЭППЗУ: электрически программируемое ПЗУ;

ЭСППЗУ: ЭСППЗУ представляет собой ППЗУ особого типа, стираемое при воздействии на него электрического заряда;

СППЗУ: стираемое программируемое ПЗУ;

флэш-память: энергонезависимая память с возможностью многократной перезаписи;

индукция: индукция электродвижущей силы в цепи путем варьирования магнитного потока, связанного с цепью;

исходная модель: исходная математическая характеристика свойств области толщи пород, состоящая из двух частей: пространственной конфигурации стенки ствола скважины и сглаженной фоновой модели удельной проводимости, которая включает ствол скважины и толщу пород;

инверсия: построение на основании полевых данных не противоречащей данным модели описывающей недра;

машиночитаемый носитель: носитель, на котором может храниться информация в форме, понятной для компьютера или процессора;

оптический диск: носитель в форме диска, в котором для хранения и выборки информации используют оптические методы;

удельное сопротивление: электрическое сопротивление проводника с единичной площадью поперечного сечения и единично длиной; определение удельного сопротивления аналогично определению его эквивалента - удельной проводимости;

ПЗУ: постоянное запоминающее устройство.

скользящая муфта: тонкий неэлектрический кабель, используемый для избирательного размещения и извлечения скважинной аппаратуры;

вертикальное удельное сопротивление: удельное сопротивление в направлении, параллельном оси анизотропии, обычно в направлении, перпендикулярном плоскости напластования толщи пород;

каротажный кабель: многожильный кабель, используемый для измерений в стволе скважины.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ определения удельной проводимости толщи пород, в котором осуществляют первые измерения с использованием по меньшей мере одной возбуждающей катушки или контура и по меньшей мере одной приемной катушки или контура, установленных на приборе в стволе пробуренной в толще пород скважины, так что их ось, по существу, перпендикулярна оси скважины, осуществляют вторые измерения для определения расстояний от прибора до стенки ствола скважины и

- 11 011493 осуществляют инверсию результатов первых измерений с использованием исходной модели, по меньшей мере, частично построенной на основании результатов вторых измерений.
2. Способ по п.1, в котором вторые измерения дополнительно осуществляют с использованием по меньшей мере одного из приборов, включающих акустический каверномер и механический каверномер.
3. Способ по п.1, в котором исходная модель включает расстояние от прибора до стенки ствола скважины во множестве пространственных положений.
4. Способ по п.1, в котором на стадии построения исходной модели дополнительно определяют фоновое удельное сопротивление пласта и удельное сопротивление флюида в стволе скважины.
5. Способ по п.1, в котором на стадии инверсии результатов первых измерений дополнительно определяют разность между результатами первых измерений и выходными данными исходной модели и получают обновленную модель путем суммирования возмущения, определенного на основании разности с исходной моделью.
6. Способ по п.5, в котором на стадии определения возмущения дополнительно используют матрицу Якоби, вычисленную на основании исходной модели.
7. Способ по п.5, в котором в качестве обновленной модели используют одну из моделей, включающих одномерную модель, двухмерную модель и трехмерную модель.
8. Способ по п.1, в котором каротажный прибор доставляют в ствол скважины с использованием транспортного устройства, выбранного из группы, включающей каротажный кабель, бурильную трубу и скользящую муфту.
9. Устройство для определения удельной проводимости толщи пород, включающее по меньшей мере одну возбуждающую катушку или контур и по меньшей мере одну приемную катушку или контур, установленные на приборе в стволе пробуренной в толще пород скважины, так что их ось, по существу, перпендикулярна оси скважины, при этом по меньшей мере одна приемная катушка служит для осуществления первых измерений удельной проводимости в ответ на приведение в действие по меньшей мере одной возбуждающей катушки, каверномер для осуществления вторых измерений с целью определения расстояний от прибора до стенки ствола скважины и процессор, который способен осуществлять построение исходной модели, по меньшей мере, частично на основании результатов вторых измерений и инверсию результатов первых измерений с использованием исходной модели.
10. Устройство по п.9, в котором в качестве каверномера используют по меньшей мере один из приборов, включающих акустический каверномер и механический каверномер.
11. Устройство по п.9, в котором процессор способен осуществлять построение исходной модели с использованием расстояния от прибора до стенки ствола скважины во множестве пространственных положений.
12. Устройство по п.9, в котором исходная модель дополнительно включает фоновое удельное сопротивление пласта и удельное сопротивление флюида в стволе скважины.
13. Устройство по п.12, дополнительно включающее первое средство для измерения удельного сопротивления, показания которого отображают фоновое удельное сопротивление и которое, по существу, не чувствительно к изменению стенки ствола скважины, и второе средство для нефокусированного измерения удельного сопротивления, показания которого отображают фоновое удельное сопротивление флюида.
14. Устройство по п.9, в котором процессор способен осуществлять инверсию результатов первых измерений, определяя разность между результатами первых измерений и данных исходной модели и получая обновленную модель путем суммирования возмущения, определенного на основании разности с исходной моделью.
15. Устройство по п.14, в котором процессор способен определять возмущения, используя матрицу Якоби, вычисленную на основании исходной модели.
16. Устройство по п.15, в котором в качестве обновленной модели используют одну из моделей, включающих одномерную модель, двухмерную модель и трехмерную модель.
17. Устройство по п.9, которое дополнительно включает транспортное средство для доставки каротажного прибора в ствол скважины, выбранное из группы, включающей каротажный кабель, бурильную трубу и скользящую муфту.
18. Устройство по п.9, в котором местонахождение процессора выбрано из группы, включающей скважинное местонахождение, местонахождение на поверхности земли и удаленное местонахождение.
19. Машиночитаемый носитель для использования совместно с устройством для определения удельной проводимости толщи пород, включающим по меньшей мере одну возбуждающую катушку или контур и по меньшей мере одну приемную катушку или контур, установленные на приборе в стволе пробуренной в толще пород скважины, так что их ось, по существу, перпендикулярна оси скважины, при этом по меньшей мере одна приемная катушка

- 12 011493 служит для осуществления первых измерений удельной проводимости в ответ на приведение в действие по меньшей мере одной возбуждающей катушки, и каверномер для осуществления вторых измерений с целью определения расстояний от прибора до стенки ствола скважины, при этом носитель содержит команды, позволяющие процессору осуществлять построение исходной модели, по меньшей мере, частично на основании результатов вторых измерений и осуществлять инверсию результатов первых измерений с использованием исходной модели.
20. Носитель по п.19, дополнительно представляющий собой по меньшей мере один из носителей, включающих постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), электрически программируемое ПЗУ (ЭППЗУ), стираемое программируемое ПЗУ (СППЗУ), ППЗУ, стираемое при воздействии на него электрического заряда (ЭСППЗУ), флэш-память и оптический диск.