EA012156B1

EA012156B1 - Определение насыщенности углеводородами с использованием скоростей распространения акустических волн, измеряемых через обсадную колонну

Info

Publication number: EA012156B1
Application number: EA200801612A
Authority: EA
Inventors: Даниел Мус
Original assignee: Геомеханикс Интернэшнл, Инк.
Priority date: 2005-10-28
Filing date: 2006-10-30
Publication date: 2009-08-28
Also published as: EA200801612A1; US20070097787A1; US7675817B2; WO2007053481A3; WO2007053481A2

Abstract

В изобретении описано осуществляемое через обсадную колонну измерение скорости распространения продольной и поперечной волн через толщу пород. Измеренные скорости распространения продольной и поперечной волн используют в двухкомпонентной модели перемешивания с целью получения усовершенствованных количественных показателей сжимаемости монолита, сухого скелета и пористого пространства. Их используют для определения насыщенности углеводородами.

Description

Настоящее изобретение, в целом, относится к приборам для нефтегазового каротажа. Более точно, настоящее изобретение относится к измерению насыщенности углеводородами толщ пород путем использования скоростей распространения акустических волн, измеряемых через обсадную колонну.

При добыче нефти и углеводородов значительную промышленную ценность имеет газ, добываемый из коллекторов. По мере добычи газа увеличивается приток воды в коллектор. Это может происходить по естественным причинам или в случае добычи вторичными методами являться результатом нагнетания воды в коллектор. Таким образом, добыча газа приводит к уменьшению газонасыщенности коллектора. Кроме того, поскольку коллекторы по своей природе являются толщами пород внутри непроницаемых пластов, добыча газа приводит к снижению давления газа. Снижение давления газа, в свою очередь, влияет на структуру потока пластового флюида. При снижении давления газа также происходит высвобождение газа, который в растворенном виде содержался в жидкостях (например, в воде или нефти). В результате, меняются свойства этих жидкостей. При разработке коллекторов также весьма полезно знать давления газа. Также важно знать газонасыщенность для программ добычи нефти вторичным методом (ΕΘΚ, от английского - епйапеей οίΐ тееоуету), когда газ нагнетают в нагнетательную скважину и используют для направления потока нефти из коллектора в эксплуатационную скважину. Подобные явления происходят с нефтяным и газовым конденсатом.

Базовая методика определения газонасыщенности и(или) давления газа основана на определении плотности. Существует способ, известный как гамма-активационный каротаж, при осуществлении которого обнаруживают гамма-излучение, генерируемое в толще пород под действием источника нейтронов высокой энергии. При пульсации источника нейтронов происходит генерирование гамма-лучей посредством одного из двух механизмов. Первым из них является неупругое рассеяние быстрых нейтронов (нейтронов с энергией свыше около 1 МэВ или в пределах примерно одного порядка величины). Второй механизм основан на захвате надтепловых нейтронов (нейтронов с энергией около 1 эВ). Третий механизм основан на захвате тепловых нейтронов нейтроны (нейтронов с энергией около 0,025 эВ). Поскольку время жизни быстрых нейтронов очень мало (несколько микросекунд), пока длится импульс источника, существует нейтронное поле со смешанной энергией. Вскоре после выброса все нейтроны замедляются до уровня тепловой энергии, и эти тепловые нейтроны блуждают до тех пор, пока не будут захвачены, при этом время их жизни составляет сотни миллисекунд. Гамма-лучи от неупругого рассеяния генерируются в непосредственной близости от ускорителя, а гамма-лучи захвата тепловых нейтронов рассеиваются на большем расстоянии от ускорителя (до десятков сантиметров). Число гамма-лучей захвата жестко зависит от количества водорода и сечения толщи пород для захвата тепловых нейтронов. Число гамма-лучей от неупругого рассеяния в меньшей степени зависит от этих показателей, а измерение интенсивности таких гамма-лучей в большей степени связано с плотностью породы. Использование импульсного источника нейтронов позволяет разделять гамма-лучи захвата и гамма-лучи от неупругого рассеяния, за счет чего улучшается расчет плотности.

В патенте И8 3780301, выданном на имя 8шйй 1т. и др., описаны способ и устройство для определения газонасыщенности с использованием каротажного прибора, размещенного в необсаженном стволе скважины. Импульсный источник нейтронов генерирует нейтронные импульсы с энергией около 14 МэВ. Отдельный детектор гамма-излучения подсчитывает гамма-кванты, генерируемые в результате неупругого взаимодействия нейтронов с ядрами в толще пород. В частности, подсчет осуществляют в энергетических зонах, соответствующих С, О, 8ί и Са. Путем сравнения соотношений δί/Са и С/О в этих зонах с соотношениями δί/Са и С/О для известного водоносного песка можно рассчитать относительную распространенность известняка в толщах пород с низким содержанием водорода и, тем самым, отличить газоносные зоны от насыщенного водой малопористого известняка.

Возможен альтернативный способ, который, однако, до сих пор не использовался в обсаженных стволах скважин для определения насыщенности углеводородами и который заключается в измерении скорости распространения акустических волн (продольной и поперечной волн). Акустические измерения являются по природе детерминированными и не подвержены собственным статистическим колебаниям, которые сопутствуют ядерным измерениям. В настоящем изобретении акустические измерения через обсадную колонну используют для определения насыщенности толщ пород углеводородами.

Краткое изложение сущности изобретения

В одном из вариантов осуществления изобретения предложен способ определения насыщенности углеводородами толщи пород, скелет которой имеет два компонента. В обсаженном стволе скважины осуществляют измерения скорости распространения продольной и поперечной волн в породе. Также осуществляют измерения пористости толщи пород и доли одного из по меньшей мере двух компонентов. Для расчета характеристики флюида в пласте создают двухкомпонентную модель перемешивания, в которой используют измеренные скорости распространения продольной и поперечной волн, измеренную пористость и измеренную долю одного компонента. Оба компонента могут включать сланец, долю которого определяют путем измерения естественного гамма-излучения в стволе скважины. Расчетная характеристика флюида может включать податливость флюида и(или) насыщенность флюидом. Модель может быть построена путем измерения скорости распространения продольной и поперечной волн через

- 1 012156 толщу пород с целью создания обучающей последовательности и выбора параметра модели, улучшающего согласование между прогнозируемой скоростью и скоростью распространения продольной и(или) поперечной волн, измеренной с целью создания обучающей последовательности. Расчетным параметром может являться насыщенность углеводородами, а при осуществлении способа дополнительно перфорируют интервал ствола скважины на основании расчета насыщенности углеводородами. Расчетный параметр может включать газонасыщенность, а при осуществлении способа дополнительно изменяют давление флюида в стволе другой скважины.

В изобретении также предложена система оценки толщи пород, скелет которой имеет по меньшей мере два компонента. Система включает каротажный прибор, который доставляют в ствол скважины, пробуренной в толще пород, при этом каротажный прибор способен осуществлять измерение скорости распространения продольной волны через толщу пород, скорости распространения поперечной волны через толщу пород, пористости толщи пород и доли по меньшей мере одного из двух компонентов скелета. Система дополнительно включает процессор, способный использовать двухкомпонентную модель перемешивания, измеренные скорости распространения продольных и поперечных волн, измеренную пористость и измеренную долю по меньшей мере одного компонента для расчета характеристики флюида в толще пород. Один из двух компонентов может включать сланец, каротажный прибор может быть способен осуществлять измерение естественного гамма-излучения в стволе скважины. Процессор может быть способен осуществлять определение податливости флюида и(или) насыщенности толщи пород флюидом. Процессор может быть способен осуществлять построение модели путем получения результатов измерения скорости распространения продольной и поперечной волн с целью создания обучающей последовательности и выбора параметра модели, который улучшает согласование между прогнозируемой скоростью согласно модели и по меньшей мере одной измеренной скоростью, включающей измеренную скорость распространения продольной волны и измеренную скорость распространения поперечной волны.

В другом варианте осуществления изобретения предложен машиночитаемый носитель, который позволяет процессору на основании результатов измерения скорости распространения продольной и поперечной волн, осуществленных в стволе скважины, пробуренной в толще пород, определять насыщенность углеводородами толщи пород. В командах реализована двухкомпонентная модель перемешивания для обнаружения монолита, скелета и порового пространства толщи пород.

Краткое описание чертежей

Для лучшего понимания настоящего изобретения к нему приложены чертежи, на которых одинаковые элементы обозначены одинаковыми позициями и на которых на фиг. 1 (уровень техники) представлена общая схематическая иллюстрация каротажной установки для определения скоростей распространения продольных волн, на фиг. 2 (уровень техники) - вид дипольной установки акустического каротажа, применимой в способе, предложенном в настоящем изобретении, на фиг. 3 - блок-схема, иллюстрирующая некоторые из шагов осуществления настоящего изобретения, на фиг. 4 - зависимость между пористостью и модулем упругости кварцевого песка, на фиг. 5 - отображение упреждающей модели, используемой в настоящем изобретении, на фиг. 6 - диаграмма чувствительности, иллюстрирующая изменение объемного модуля упругости в зависимости от пористости и глинистости, на фиг. 7 - сравнение вычисленных значений ν_ρ и V, с данными каротажа из расчета одной твердотельной составляющей на пористый скелет, на фиг. 8 - сравнение вычисленных значений ν_ρ и V, с данными каротажа из расчета двух твердотельных составляющих на пористый скелет, на фиг. 9 - компьютерное согласование данных акустического каротажа по скорости, зарегистрированных на Колумбийском месторождении с использованием двухкомпонентной модели, с параметрами, приведенными в табл. 1, на фиг. 10а и 10б - гистограмма различий между прогнозируемыми и измеренными скоростями, на фиг. 11 - сравнение одно- и двухкомпонентной моделей перемешивания для прогнозирования податливости флюида на основании данных с Уилмингтонского месторождения и на фиг. 12а и 12б - блок-схемы, на которых в сводном виде представлено настоящее изобретение.

Подробное описание изобретения

Измерения, которые необходимы для осуществления способа, предложенного в настоящем изобретении, легко осуществимы с использованием известных из уровня техники способов и устройств. Двумя из необходимых измерений являются измерение скорости распространения продольной волны (Р) через толщу пород и измерение скорости распространения поперечной волны (8) через толщу пород. Скорость распространения продольной волны может быть определена, например, с использованием устройства, описанного у К1шЬа11 и др. (патент И8 4594691) и проиллюстрированного на фиг. 1.

В ствол 14 скважины на многожильном армированном кабеле 12 спускают прибор 10 акустического каротажа для осуществления акустического каротажа толщи 16 пород. Прибор 10 способен перемещаться вверх и вниз по стволу 14 скважины и включает по меньшей мере один акустический излучатель 10а (и может включать второй акустический излучатель 10Ь) и несколько приемников акустического зонда,

- 2 012156 например двенадцать приемников 10с-10п. Приемники расставлены по длине прибора 10 на определенном расстояния друг от друга и от излучателя(ей), при этом расстояние между каждым излучателем и ближайшим к нему приемником предпочтительно значительно превышает расстояние между приемниками. Например, расстояние между излучателем и ближайшим к нему приемником составляет 5-25 футов (например, 13 футов), а расстояние между приемниками составляет менее половины длины волны акустического сигнала излучателя, например около 1 фута или предпочтительно около половины фута. По мере того, как прибор 10 медленно и предпочтительно равномерно поднимают из ствола 14 скважины, излучатель 10а периодически генерирует акустический сигнал, часть которого проходит, минуя прибор 10 (в том числе через толщу 16 пород), и принимается каждым из приемников 10с-10п. Кабель 12 поступает на ролик блока 18 на поверхности и затем на соответствующий барабан и механизм лебедки 20, который по желанию поднимает и опускает прибор 10 в ствол 14 скважины. Электрическое соединение между излучателем 10а (и 10Ь) и приемниками 10с-10п, с одной стороны, и наземным оборудованием, с другой стороны, обеспечивают посредством соответствующего многозвенного узла 22 токосъемного кольца и щеточного контакта, связанного с барабаном и механизмом лебедки 20. Блок 24 включает схемы управления и предварительной обработки показаний прибора, обозначенные 8ϋ, которые передают электрические сигналы прибору 10 и принимают от него другие электрические сигналы (диаграммы акустического каротажа) посредством кабеля 12 и узла 22, и взаимодействуют с регистратором 26 глубины, который, в свою очередь, принимает сигналы уровня глубины от мерного ролика 28 и сопоставляет сигналы приемников 10с-10п с соответствующими уровнями ζ глубины в стволе 14 скважины. После необязательной предварительной обработки выходных сигналов приемников 10с-10п акустического зонда в блоке 24 их передают в накопитель 30 сигналов, который также может принимать сигналы, поступающие от или посредством регистратора 26 глубины, и сопоставлять выходные сигналы приемников с соответствующими уровнями ζ глубины в стволе 14 скважины. Выходные сигналы приемников 10с-10п акустического зонда могут храниться в накопителе 30 в аналоговой форме, но, чаще всего, они хранятся в форме цифровых данных акустического каротажа, по одному набору данных на каждый соответствующий уровень ζ глубины, который получают путем оцифровывания таких аналоговых сигналов, например, в блоке 24. Накопителем 30 может являться магнитное запоминающее устройство, такое как диск, или лента, и(или) другие носители, такие как полупроводниковые или эквивалентные запоминающие схемы.

Известными из уровня техники способами определяют скорость распространения продольной волны через толщу пород. Пример этого описан в патенте И8 4210967, выданном на имя 1пдгаш, содержание которого в порядке ссылки включено в настоящее описание. При осуществлении способа по патенту 1пдгат из колебаний, генерируемых при акустическом каротаже ствола скважины, извлекают заданный сигнал, что позволяет точно обнаруживать относительно слабые сигналы толщи пород. Различные приемники акустического зонда внутри обсаженного ствола скважины генерируют множество колебаний. Колебания включают сигнал обсадных труб, отображающий акустическую трубную волну, которая прошла от излучателя через обсадные трубы до приемников. Сигнал обсадных труб извлекают путем совмещения колебаний в соответствии с известными величинами времени пробега трубной волны от излучателя до приемника и суммируют колебания, чтобы получить колебание с введенным предискажением сигнала обсадных труб. Затем его часть вычитают из колебаний, от которых, тем самым, эффективно отфильтровывают сигнал обсадных труб, что облегчает обнаружение и анализ сигналов толщи пород, присутствующих в колебаниях, и определяют скорость ν_ρ распространения продольной волны через толщу пород.

На фиг. 2 в общем виде проиллюстрирована известная из уровня техники установка скважинного каротажа для определения скорости V, распространения поперечной волны через толщу пород. Показан заполненный флюидом ствол скважины, проходящей через толщу пород. Дипольный прибор 50 акустического каротажа, представляющий собой устройство с жестким сердечником, способное перемещаться в стволе скважины, многожильным армированным кабелем 30 соединен с наземным оборудованием и аппаратурой 40 для наземных измерений. Кабель 30 используют для подъема и спуска прибора 50 через ствол скважины, при этом он проходит через ролик блока 32 до соответствующего барабана и механизма лебедки (не показан), который является элементом наземного оборудования 40. Наземное оборудование 40 также включает соответствующий механизм мерного ролика (не показан), который вращается в зависимости от перемещения кабеля 30 и измеряет глубину, на которой прибор 50 находится в стволе скважины.

Прибор 50 включает дипольный излучатель 56, разнесенный с дипольными приемниками 58 и 59 и помещающийся в блоке 54 датчика. Показаны два приемника, хотя может использоваться только один приемник или более двух приемников. Датчики 56, 58 и 59 предпочтительно являются датчиками с косвенным возбуждением, такими как описаны в европейском патенте 31989, который в порядке ссылки включен в настоящее описание, или патенте ИК 2124377, выданном на имя АшЬо\\· и др., который в порядке ссылки включен в настоящее описание. Блок 52 электронных схем включает скважинные схемы управления возбуждением излучателя 56, приемом сигналов посредством приемников 58 и 59, связью, другими функциями прибора 50 и, возможно, частью обработки сигналов. Блок 52 связан жилами кабеля 30 с аппаратурой 40 для наземных измерений. Аппаратура 40 для наземных измерений включает другие схемы связи, распределения мощности и обработки сигналов. Функции обработки сигналов могут вы- 3 012156 подняться выделенными схемами или по желанию одним или несколькими универсальными процессорами или микропроцессорами.

Эти способы, которые используются в изобретении, давно созданы и в течение многих лет применяются в необсаженных скважинах. Однако в настоящем изобретении они используются в отношении каротажных данных, получаемых в обсаженной скважине. Эта ситуация возникает, когда необсаженная скважина слишком неустойчива, чтобы в ней можно было осуществлять каротаж без излишнего риска ее обрушения, когда каротаж в необсаженной скважине слишком дорог в связи с эксплуатационными ограничениями или когда скважина обсажена до того, как был произведен каротаж. Последняя из перечисленных ситуаций возникает в старых скважинах и скважинах с глубокозалегающими объектами бурения, которые пробурены в залегающих на небольшой глубине, возможно, нефтегазоносных породах (целиках нефти или газа в залежи). Аналогичные проблемы возникают, когда насыщенность измеряют в зависимости от времени в разнообразных ситуациях, в том числе во время ведения добычи (с целью контроля изменений насыщенности и миграции границ раздела флюида), в нагнетательных скважинах (чтобы определить, поступают ли нагнетаемые флюиды) и когда важно определять содержание флюида или другие свойства на месторождении с целью контроля протекания активных процессов, таких как нагнетание в пласт пара или воды.

Предложенный в настоящем изобретении подход, который заключается в определении количества углеводородов и пористости с использованием диаграмм акустического каротажа, зарегистрированных в обсаженных скважинах или через насосно-компрессорные трубы, является уникальным, поскольку в нем применяется более сложная двухкомпонентная модель, способная обеспечивать более точные расчеты насыщенности углеводородами, чем однокомпонентные модели, такие как модель Гассмана. В основу настоящего изобретение положено именно применение этого теоретического подхода для вычисления насыщенности углеводородами и пористости.

Рассмотрим фиг. 3, на которой показана блок-схема, иллюстрирующая некоторые из шагов осуществления настоящего изобретения. На шаге 104 определяют скорости распространения продольной (Р) и поперечной (8) волн через толщу пород с использованием известных из уровня техники способов, примеры которых рассмотрены выше. Рассмотрим случай, в котором скелет толщи пород содержит песок и сланец. Конкретный пример толщи пород из песка и сланца не следует толковать как ограничение предложенного в изобретении способа, который применим к другим двухкомпонентным скелетам толщи пород. Модель также может применяться к многокомпонентным скелетам толщи пород путем объединения объемов компонентов со сходными свойствами с целью сократить число компонентов до двух.

Как указано выше, одним из количественных показателей, который необходим в настоящем изобретении, является относительная доля обоих компонентов скелета горной породы. В случае песчаносланцевой системы эту относительную долю позволяет точно вычислить диаграмма гамма-каротажа. В случае, когда двумя компонентами являются кварцевый скелет в сочетании с карбонатным цементом, геохимический анализ с использованием гамма-лучевого анализа (см. патент 8РЕ 7420, выданный на имя Нсг1ход и др.) позволяет определить относительные количества кальция и кремния и, тем самым, относительные доли диоксида кремния и кальцита в скелете.

В настоящем изобретении также используются модули зернистости компонентов скелета горной породы. Обычно они включают объемный модуль упругости и модуль упругости второго рода, хотя специалисты в данной области техники согласятся с тем, что могут использоваться другие распространенные модули, связанные с объемным модулем упругости и модулем упругости второго рода. Подразумевается, что в контексте настоящего изобретения термины модуль упругости и модуль упругости второго рода включают все сочетания модулей, которые характеризуют скорости распространения продольной и поперечной волн через компоненты скелета горной породы. В изобретении также используется пористость толщи пород. Она может быть определена с использованием пористости по данным нейтронного каротажа или также может быть рассчитана на основании скорости распространения поперечной волны через толщу пород. Если применяется второй из указанных способов, исходят из того факта, что модуль упругости второго рода толщи пород не зависит от свойств флюида, при этом поперечные волны почти совсем не затухают в скелете толщи пород. Плотность твердотельных компонентов толщи пород вычисляют с использованием априорных значений плотности конечных членов и их относительного объема, определенного, как это описано выше. Хорошо известно, что плотность толщи пород зависит от характера насыщенности флюидом и влияет на скорости распространения волн. Внесение поправки на это влияние предусматривает использование модели для определения насыщенности флюидами, корректировку пористости, вычисленной на основании скорости распространения поперечной волны с использованием этого нового показателя плотности флюида, и повторение анализа до тех пор, пока результаты не сойдутся.

Затем на шаге 105 определяют объемные характеристики флюида толщи пород на основании измеренных скоростей распространения продольной и поперечной волн и относительных долей и свойств обоих компонентов скелета горной породы. Это дополнительно рассмотрено далее. После определения объемных свойств флюида на шаге 107 рассчитывают относительные доли флюида в двухкомпонентной смеси флюида, как это описано в дальнейшем.

Далее рассмотрим реализацию шага 105 согласно изобретению. С целью исследования способности

- 4 012156 модели Берримана (Веггутап апб Μίΐίοη, 1991г.) физических свойств двухкомпонентных (смешанных) горных пород прогнозировать измеряемые скорости распространения продольной и поперечной волн, был разработан пакет программ для упреждающего интерактивного моделирования. Предложенный Берриманом подход развивает соотношения Гассмана (1951г.) с использованием формального подхода Брауна и Корринги (1975г.) и позволяет строить составную модель, содержащую две пористые твердотельные составляющие. Может быть независимо определена зависимость между модулями пористости и каркаса (скелета) для каждой составляющей. Получаемые материалы могут быть смешаны с использованием любого применимого закона перемешивания и насыщены с использованием соотношения Брауна и Корринги (1975г.).

Сначала вычислим ν_ρ и V, на основании входных каротажных данных путем определения эффективной податливости твердотельной доли пористой среды и при допущении различных величин податливости порового флюида. Для определения модулей пористого скелета используют трехкомпонентную модель перемешивания (два твердотельных компонента и поровое пространство). Затем с использованием свойств скелета, которые были определены путем упреждающего моделирования, можно определить податливость флюида с использованием объемной плотности и измеренных ν_ρ и V,. Далее рассмотрены результаты применения этого подхода к различным каротажным данным.

До того, как было решено использовать подход Берримана, авторы рассмотрели несколько известных моделей, чтобы оценить их применимость для решения задачи прогнозирования податливости пористого флюида на основании скорости распространения акустических волн. Подход, предложенный Саксеной (1996г.), хотя и сходный с подходом Берримана, недостаточно универсален для его широкого практического применения, поскольку в нем без нужды ограничивается зависимость между модулем упругости второго рода и объемным модуль упругости скелета. Были отвергнуты теории эффективной среды, теории дифференциальной эффективной среды и методы двойного вложения (которые могут использоваться для построения многокомпонентных моделей), поскольку они основаны на математических моделях, которые ограничивают их применимость. Например, многие модели применимы лишь при концентрации дефектов в ограниченном диапазоне или основаны на узкоспециальных геометрических структурах. Подход Берримана к использованию соотношений Брауна и Корринги был выбран, поскольку он: 1) позволяет использовать любой закон перемешивания, 2) позволяет использовать любую зависимость между свойствами и пористостью компонентов и 3) основан на измеримых величинах при его применении.

Подход Берримана заключается в следующем. Предполагается, что толща пород содержит смесь двух различных пористых сред, которые сцеплены друг с другом таким образом, что вся пористость приходится на ту или иную из двух сред. Очевидно, что

где V и ν₂ означают объемы обоих компонентов, а φι и ф₂ означают соответствующую пористость. Материал каждого компонента является однородным и удовлетворяет соотношению Гассмана, которое в нотации Берримана записывается следующим образом:

Характеристики каждого компонента (в основном, модуль К⁽¹⁾ его каркаса (скелета)) могут быть вычислены с использованием его пористости и модуля К_т ⁽¹⁾ твердотельного материала, который образует его скелет. В одном из вариантов осуществления с этой целью используют нижний предел ХашимаШтрикмана, но это необязательно, равно как и применение одного метода к обоим компонентам.

У Берримана описаны методы вычисления эффективного объемных модулей К* и К,* упругости скелета и монолита сложной породы на основании

при

(4) и на их основании модуля К_РН1* пористости сложной породы. Соотношение Брауна и Корринги

позволяет вычислить объемный модуль К,_а1 упругости двухкомпонентного насыщенного материала на основании этих величин и на основании пористости РН1 (□) и податливости флюида (1/К_г. где К_г означает объемный модуль упругости порового флюида).

- 5 012156

На практике, Κ,,,ι вычисляют на основании измеренных скоростей распространения продольной и поперечной волн

при этом объемная плотность ρ связана с объемной плотностью компонентов следующей зависимостью:

Р — ΡΐΆ ^А РУ2 (7)

Объемная плотность каждого компонента связана с его пористостью и плотностью флюида и твердотельных зерен следующей зависимостью:

р_/=рД1~^_/)+р_/^

В рассматриваемом варианте осуществлении общая пористость φ может быть выведена из скорости V, распространения поперечной волны с использованием любой из ряда известных зависимостей. Одной из таких зависимостей является нижний предел Хашима-Штрикмана (Моок и ΩνοΓΚίη. 1988г.). Значение φ также может быть получено независимо или на основании других петрофизических данных хорошо известными методами. Пользователь устанавливает. как распределен объем пор между двумя компонентами. На один или другой компонент может приходиться 100% объема пор. или он может быть равномерно распределен между двумя компонентами. или пористость быть одинаковой в обоих компонентах. или объем пор может быть распределен любым иным способом при условии. что общий объем пор целиком приходится на поровые пространства обоих компонентов.

Чтобы применить двухкомпонентную модель. необходимо установить зависимость между пористостью и модулем для каждого компонента. На фиг. 4 схематически показано несколько известных зависимостей между пористостью и модулем. В настоящем изобретении выбран усовершенствованный нижний предел Хашима-Штрикмана (ΩνοΓΚίη и Ыиг. 1996г.) для соответствующего соотнесения свойств каждого компонента с его пористостью. Модель данного типа является наиболее приемлемой. поскольку полученные результаты используются применительно к рыхлым материалам. На практике. может быть выбрана любая модель. упомянутая выше. Усовершенствованный нижний предел Хашима-Штрикмана обозначен позицией 121. Зависимости. соответствующие сцементированным упругим породам. включают модели цементации. критические зависимости пористости и такие модели. как уравнение среднего времени Уайли или модель Реймера-Ханта-Гарднера. При использовании только одного компонента необходимо варьировать конечные свойства с целью учета изменений объема (например) глины. При использовании способа в иных литологических условиях для получения этой информации могут использоваться известные эмпирические и теоретические зависимости. применимые к этим иным литологическим условиям.

На фиг. 5 показано окно входных параметров прикладной программы. разработанной для испытания данной модели. Допустим. что один или оба компонента являются пористыми. и применим пределы Хашима-Штрикмана к смеси. исходя из выбора вмещающего компонента. На фиг. 5 показан пример. в котором оба компонента имеют одинаковую пористость. Предполагается. что зависимость между пористостью и модулем скелета для каждого компонента соответствует усовершенствованному нижнему пределу Хашима-Штрикмана (Оуогкш и Ыиг. 1996г.; Моок и др.. 1997г.). Законом перемешивания является объемная ограничивающая средняя величина. подобная предложенной Мапоп и др. (1990г.). С помощью диалогового окна в левой верхней части вводят файлы входных и выходных данных. Свойства каждого конечного члена могут быть заданы путем ввода данных в правой верхней части. В левой нижней части находятся нажимные кнопки для выбора распределения пористости и закона перемешивания. Для облегчения выявления ошибок прогнозирования на основе модели и отображения результатов может быть выбрано несколько диаграмм.

Выгодно использовать модель предельного типа. поскольку она гарантирует. что действительные свойства среды будут всегда ограничены прогнозом сверху или снизу. Путем двукратного применения модели перемешивания Берримана можно вычислить как верхний. так и нижний пределы свойств породы. Если эти пределы расположены вблизи друг друга. существует уверенность в том. что результаты можно применять. не зная. как получена смесь в реальных условиях. Если это не так. необходимо применить достоверные геологические знания для выбора соответствующего закона перемешивания компонентов. Недостоверность результата может быть ограничена за счет реализации модели с использованием разнообразных геометрий твердой фазы. включая предельные случаи. в которых сначала вычисляют один предел путем окружения одной составляющей другой составляющей и вычисляют второй предел путем изменения их геометрических положений на противоположные. В сочетании с расчетами изменения свойств компонентов и ошибок измеренных скоростей это может использоваться для обеспечения качества и надежности или в другом статистическом методе с целью расчета недостоверности прогнозируемой насыщенности.

На фиг. 6 показана диаграмма чувствительности. иллюстрирующая изменение объемного модуля упругости в зависимости от пористости и глинистости. которые определяют на основании параметров. показанных на фиг. 5. Объемный модуль упругости уменьшается с увеличением пористости. Однако за

- 6 012156 висимость между глинистостью объемным модулем упругости является более сложной, поскольку свойства отдельных компонентов по-разному зависят от пористости.

Для применения модели сначала осуществляют согласование поднабора данных. Это в некотором роде аналогично использованию обучающей последовательности, но при данном подходе пользователь может взаимодействовать с моделью для выбора параметров. Обучающая последовательность может включать скорости распространения продольной и поперечной волн, пористость, плотность и каротажную диаграмму, которая характеризует относительные объемы обеих составляющих. В глинистых песчаниках в этих целях часто доступна диаграмма гамма-каротажа. Если исходить из априорной модели в отношении материалов, можно осуществить упреждающее моделирование на основании только данных каротажа скорости и объема составляющей. Например, для определения пористости можно использовать У₈.

Наиболее эффективным способом при использовании обучающей последовательности является максимальное согласование скорости распространения поперечной волны в интервалах, в которых процентная доля каждого конечного члена является максимальной. За счет этого получают зависимость между пористостью и модулем упругости второго рода каждого отдельного компонента. Пользователь выбирает модель пористости/модуля компонента и параметры и модель перемешивания и параметры, чтобы свести к минимуму несогласованность между измеренной и прогнозируемой скоростью распространения поперечной волны в интервале. Такой же процесс может быть повторно осуществлен в отношении объемного модуля упругости.

В качестве альтернативного подхода к определению податливости флюида осуществляют явную инверсию зависимостей Берримана. При этом получают решения в замкнутом виде в отношении податливости флюида в зависимости от свойств компонентов, пористости и геометрического расположения твердотельных компонентов породы.

Фиг. 7 и 8, соответственно, позволяют сравнить результаты, полученные из скважины М499 на Уилмингтонском месторождении в интервале глубин от 0,95 до 1,08 км с использованием одного (фиг. 7) и двух компонентов (фиг. 8). Кривая 201 соответствует диаграмме каротажа У_р, а кривая 207 соответствует прогнозированию на основе модели, исходя из газонасыщенности. Кривые нефте- и водонасыщенности очень близки и отображены кривой 203. Кривые на средней диаграмме соответствуют измеренной скорости распространения поперечной волны и прогнозируемой скорости распространения поперечной волны на основании модели. На нижней диаграмме, показанной на фиг. 7, представлено процентное содержание 209 глины и соотношение 211 между прогнозируемой и измеренной скоростями распространения поперечной волны. Хотя в обоих случаях мы видим достаточно хорошее соответствие, прогноз скорости на основе двухкомпонентной модели лучше согласуется с результатами измерений. Измеренные скорости распространения продольной волны, в целом, близки к прогнозируемым значениям для нефти и соляного раствора, что соответствует тому факту, что на месторождении, практически, отсутствует свободный газ. В таблице ниже приведены входные параметры для конечных членов.

Параметры песков и сланцев на Уилмингтонском и Колумбийском месторождениях

Параметр	Уи лмингтонское Месторождение	У и лмингтонское месторождение Два компонента	Колумбийское месторождение Два компонента
Один компонент	Сланец	Песок	Сланец	Песок
К-спь ОРа	4,20	1,50	7,00	18,00	5,00
С_сщ, ОРа	1,10	0,90	2,20	2,9	4,60
К_т> ОРа	38,00	40,00	36,00	38,00	38,00
От, ОРа	32,00	20,00	44,00	20,00	44,00
РЫспг	0,50	0,60	0,32	0,40	0,26

Показанная на фиг. 8 кривая 301 соответствует каротажной диаграмме У_р, а кривая 307 соответствует прогнозированию на основе модели, исходя из газонасыщенности. Измеренная У_р обозначена кривой 303. Кривые на средней диаграмме соответствуют измеренной скорости распространения поперечной волны и прогнозируемой скорости распространения поперечной волны на основании модели. На нижней диаграмме, показанной на фиг. 8, представлено процентное содержание 311 глины и соотношение 309 между прогнозируемой и измеренной скоростями распространения поперечной волны.

Для сравнения отметим, что на фиг. 9 представлены данные с месторождения в Колумбии в интервале глубин от 0,7 до 1,0 км. В таблице также приведены параметры, лучше всего согласующиеся с этими данными при использовании двух компонентов. Показанная на фиг. 7 незначительно преувеличенная оценка V, на малых глубинах и преуменьшенная оценка на больших глубинах может являться показателем необходимости изменить параметры, чтобы учесть рост давления вышележащей породы с увеличением глубины в моделируемом интервале глубин. Наряду с изменениями свойств флюида в зависимости от температуры и газонасыщенности этот эффект может быть учтен с использованием известных из

- 7 012156 уровня техники средств.

На фиг. 10 показаны гистограммы различий между измеренными и прогнозируемыми скоростями с использованием данных с Уилмингтонского месторождения, моделированных на фиг. 7 и 8. При использовании однокомпонентной модели разброс данных скорости распространения поперечной волны (фиг. 10а) несколько больше, а средняя величина не равна нолю. Обе модели указывают на небольшое количество газа или его отсутствие на месте (прогнозируемая скорость распространения продольной волны с учетом газонасыщенности слишком мала). Тем не менее, двухкомпонентная модель является более точной, чем однокомпонентная модель, поскольку данные измерений помещаются между прогнозируемыми данными для воды (преувеличены) и нефти (преуменьшены).

На фиг. 11 показаны зависимости между насыщенностью, определенной с использованием закона Арчи, и прогнозируемой податливостью флюида, определенной путем инвертирования фактически измеренных скоростей, на основе данных с Уилмингтонского месторождения. Хотя разброс данных податливости превышает разброс данных насыщенности, что ожидаемо применительно к тяжелой нефти на Уилмингтонском месторождении (с показателем 24 или ниже по шкале АНИ в этом интервале, при котором соотношение между объемным модулем упругости соляного раствора и объемным модулем упругости нефти равно примерно 2), в двухкомпонентной модели разброс меньше. Тренд 401 все же приблизительно соответствует ожидаемому среднему объемному значению податливости. Сходные результаты были представлены Хорнби и др. (1992г).

Возвращаясь к фиг. 3, отметим, что описанное выше упреждающее моделирование может использоваться для инвертирования свойств порового флюида в толще пород. Это может быть сделано с использованием обычных градиентных методов с целью определения сжимаемости порового флюида (или объемного модуля упругости). В качестве альтернативы, это может быть сделано с использованием нейронной сети.

Для двухкомпонентной смеси соляного раствора и углеводорода пределы сжимаемости Реусса и Фойгта заданы следующим уравнением:

+а-к)с» ^СЬг в котором С означает сжимаемость с нижним индексом ίΐ, используемым в отношении объемного флюида, Не, используемым в отношении углеводорода, Ьг, используемым в отношении соляного раствора, а V означает насыщенность. При известных свойствах конечных членов (углеводорода и соляного раствора) можно определить насыщенность углеводородами на основании измеренного объемного модуля упругости для предела Реусса или предела Фойгта. Предпочтительным для смеси флюидов является предел Реусса.

На фиг. 12а-12б показана блок-схема, на которой в сводном виде представлен предложенный в настоящем изобретении способ. На шаге 401 на основании каротажных диаграмм определяют пористость или долю сланца. На шаге 403 вводят некоторые параметры модели, которые рассмотрены далее, а на шаге 405 прогнозируют значения ν_ρ и V, для создания обучающей последовательности с использованием подхода Берримана, который рассмотрен далее. Модель включает несколько фиксированных параметров и несколько свободных параметров.

Фиксированные параметры модели включают модули 403 зернистости составляющих скелета горной породы (например, кварца и глинистых минералов), относительную долю сланцевого компонента (определенную на основании данных гамма-каротажа 401) и общую пористость. Общая пористость может быть определена на основании пористости по данным нейтронного каротажа 401. В качестве альтернативы, общая пористость может быть рассчитана на основании результатов измерения скорости 401 распространения поперечной волны через обсадную колонну, как это описано выше. Переменными параметрами модели в рассмотренном выше подходе Берримана являются распределение общей пористости между двумя составляющими скелета горной породы и соотношение между модулем зернистости и модулем скелета для каждой составляющей. Эти прогнозируемые значения сравнивают с фактическими значениями ν_ρ и V,, измеренными через обсадную колонну для обучения. Пример такого сравнения показан выше на фиг. 7 и 8. Исходя из результатов сравнения, параметры модели могут обновляться на шаге 409 с целью достижения приемлемого согласования выходных данных модели и измеренных значений.

В примерах, показанных на фиг. 7 и 8, отмечено, что фактические каротажные значения ν_ρ и V, находятся между каротажными данными конечных членов, соответствующих 100% нефти, 100% воды и 100% газа. Это является показателем того, что параметры модели согласуются с результатами измерений.

После достижения приемлемого согласования наряду с V и V, используют обновленные параметры модели толщи пород, измеренные через обсадную колонну для неизвестных образцов 413, а также результаты измерений пористости и доли 411 сланца с целью расчета свойств флюида в толще 415 пород, насыщенности углеводородами и других свойств толщи пород, важных для разработки коллектора. Пример такой инверсии приведен выше на фиг. 11, на которой по оси ординат отложена податливость флюи

- 8 012156 да, а по оси абсцисс отложена насыщенность флюидом (рассчитанная независимо от других измерений с использованием закона Арчи). Данные двухкомпонентной смеси флюида имеют меньший разброс, чем данные однокомпонентной инверсии, и, как отмечено выше, соответствуют ожидаемому среднему объемному значению для соляного раствора и нефти.

Существует несколько областей, в которых может применяться настоящее изобретение. Одной из них является расчет насыщенности флюидом через обсадную колонну в малодебитных скважинах, близких к ликвидации. Такие скважины обычно обсажены, и для них недоступен полный набор каротажных диаграмм. Необходимые свойства пласта, позволяющие рассчитать характеристики флюида в толще пород, можно определять в таких скважинах через обсадную колонну. Затем эти данные могут быть использованы для направления последующей разработки скважины в том, что касается перфорирования выбранных интервалов для последующей добычи. Другой областью применения способа является мониторинг продуктивных пластов. На основании расчетных свойств флюида, могут быть предприняты соответствующие меры, такие как открытие и закрытие штуцеров или других устройств для регулирования дебита, включение и выключение насосов или других устройств для нагнетания флюида в ствол скважины или ствол другой скважины. На нефтяных месторождениях часто сталкиваются с конкретной проблемой, заключающейся в уменьшении добычи нефти из-за падения пластового давления после того, как из раствора вышел газ. С помощью описанного способа может быть обнаружено присутствие газа и приняты соответствующие меры по исправлению положения (такие, как повышение пластового давления путем нагнетания флюида в нагнетательную скважину). Противоположная ситуация может возникнуть при разработке метана, залегающего в угольных пластах, так как добыча метана зависит от присутствия свободного газа в коллекторе. При обнаружении снижения газонасыщенности следует снизить пластовое давление, чтобы метан вышел из раствора.

Обработку результатов измерений, производимых с помощью каротажного кабеля, может осуществлять наземный процессор 33 или скважинный процессор, или она может происходить в удаленном пункте. Регистрацией данных, по меньшей мере, частично управляют с помощью скважинной электронной аппаратуры. Очевидно, что при управлении и обработке данных может использоваться компьютерная программа на соответствующем машиночитаемом носителе, который позволяет осуществлять управление и обработку. Носителем могут являться запоминающее устройство (ПЗУ), стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (СНИЗУ), электрически стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (ЭСППЗУ), флэш-память и оптический диск. Подразумевается, что термин процессор включает такие устройства, как логическая матрица, программируемая пользователем (БРОА, от английского - Пс1й ртодтаттаЫе да!е аггау).

Несмотря на то, что в описании раскрыты конкретные варианты осуществления изобретения, для специалиста в данной области техники очевидны различные усовершенствования, входящие в сущность и объем приложенной формулы изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ оценки толщи пород, скелет которой имеет по меньшей мере два компонента, при осуществлении которого:

а) измеряют через обсадную колонну ствола скважины в толще пород скорость распространения продольной волны и скорость распространения поперечной волны в породе,

б) измеряют через обсадную колонну пористость толщи пород,

в) измеряют через обсадную колонну долю одного по меньшей мере из двух компонентов толщи пород и

г) используют двухкомпонентную модель перемешивания, измеренную скорость распространения продольной волны, измеренную скорость распространения поперечной волны, измеренную пористость и измеренную долю одного компонента толщи пород для расчета характеристики флюида в толще пород.
2. Способ по п.1, в котором одним из по меньшей мере двух компонентов является сланец, а при указанном измерении доли измеряют естественное гамма-излучение в стволе скважины.
3. Способ по п.1, в котором при расчете характеристики флюида рассчитывают по меньшей мере один из параметров, включающих податливость флюида и насыщенность толщи пород флюидом.
4. Способ по п.1, в котором каждый компонент двухкомпонентной модели удовлетворяет зависимости следующего вида:

_ *____, */

К'-К„, К„ -К где φ означает пористость, К означает модуль скелета, К_т означает модуль зернистости, а К_£ означает модуль флюида.
5. Способ по п.1, в котором при использовании модели дополнительно осуществляют распределение общей пористости между по меньшей мере двумя компонентами.
6. Способ по п.1, включающий построение модели, при котором измеряют скорость распространения продольной волны и скорость распространения поперечной волны для создания обучающей после

- 9 012156 довательности и выбирают параметр модели, улучшающий согласование между прогнозируемой скоростью согласно модели и по меньшей мере одной скоростью, включающей скорость распространения продольной волны, измеренной для создания обучающей последовательности, и скорости распространения поперечной волн, измеренной для создания обучающей последовательности.
7. Способ по п.6, в котором при выборе параметра модели из обучающей последовательности дополнительно выбирают образец, имеющий значение, близкое к 100% одного из по меньшей мере двух компонентов.
8. Способ по п.1, в котором в стволе скважины дополнительно выявляют интервал с высокой насыщенностью толщи пород флюидом.
9. Способ по п.1, в котором характеристика флюида включает насыщенность углеводородами, и на основании расчетной насыщенности углеводородами осуществляют перфорирование интервала ствола скважины.
10. Способ по п.1, в котором характеристикой флюида является газонасыщенность, а при осуществлении способа дополнительно изменяют давление флюида в стволе другой скважины.
11. Система оценки толщи пород, скелет которой имеет по меньшей мере два компонента, включающая каротажный прибор, доставляемый в обсаженный ствол скважины в толще пород и способный измерять скорость распространения поперечной и продольной волн в породе, пористости толщи пород и доли по меньшей мере одного из двух компонентов скелета, и процессор, способный осуществлять расчет характеристики флюида в толще пород с использованием двухкомпонентной модели перемешивания, измеренных скоростей распространения продольной и поперечной волн, измеренной пористости и измеренной доли по меньшей мере одного компонента толщи пород.
12. Система по п.11, в которой одним из по меньшей мере двух компонентов является сланец, а каротажный прибор способен осуществлять измерение доли путем измерения естественного гаммаизлучения в стволе скважины.
13. Система по п.11, в которой процессор способен осуществлять расчет по меньшей мере одного из параметров, включающих податливость флюида и насыщенность толщи пород флюидом.
14. Система по п.11, в которой процессор способен осуществлять определение каждого компонента двухкомпонентной модели с использованием зависимости следующего вида:

_ к ₁К„ -К где φ означает пористость, К означает модуль скелета, К_т означает модуль зернистости, а К_£ означает модуль флюида.
15. Система по п.11, в которой процессор способен осуществлять использование модели путем определения распределения пористости между по меньшей мере двумя компонентами.
16. Система по п.11, в которой процессор способен осуществлять построение модели путем измерения скорости распространения продольной волны и скорости распространения поперечной волны для создания обучающей последовательности и выбора параметра модели, улучшающего согласование между прогнозируемой скоростью согласно модели и по меньшей мере одной скоростью, включающей скорость распространения продольной волны, измеренной с целью создания обучающей последовательности, и скорость распространения поперечной волны, измеренной с целью создания обучающей последовательности.
17. Система по п.16, в которой процессор способен осуществлять выбор параметра модели путем использования образца из обучающей последовательности, который имеет значение, близкое к 100% одного из по меньшей мере двух компонентов.
18. Машиночитаемый носитель для использования в системе оценки толщи пород, скелет которой имеет по меньшей мере два компонента, включающей каротажный прибор, доставляемый в обсаженный ствол скважины в толще пород и способный осуществлять измерение скорости распространения поперечной волны через толщу пород, скорости распространения продольной волны через толщу пород, пористости толщи пород и доли по меньшей мере одного из двух компонентов скелета, при этом носитель содержит команды, позволяющие процессору осуществлять расчет характеристики флюида в толще пород с использованием двухкомпонентной модели перемешивания, измеренных скоростей распространения продольной и поперечной волн, измеренной пористости и измеренной доли по меньшей мере одного компонента толщи пород.
19. Носитель по п.18, являющийся по меньшей мере одним из носителей, выбранных из группы, включающей запоминающее устройство (ПЗУ), стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (СППЗУ), электрически стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (ЭСППЗУ), флэш-память и оптический диск.

- 10 012156