EA014567B1 - Способ и устройство для коррекции заниженной оценки коэффициента анизотропии пласта - Google Patents
Способ и устройство для коррекции заниженной оценки коэффициента анизотропии пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA014567B1 EA014567B1 EA200802134A EA200802134A EA014567B1 EA 014567 B1 EA014567 B1 EA 014567B1 EA 200802134 A EA200802134 A EA 200802134A EA 200802134 A EA200802134 A EA 200802134A EA 014567 B1 EA014567 B1 EA 014567B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- angle
- formation
- incidence
- dip
- calculated
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 92
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 25
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 44
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims abstract description 20
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 11
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 claims description 11
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims 3
- 239000000969 carrier Substances 0.000 claims 1
- 238000011157 data evaluation Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 70
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 34
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 30
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 24
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 8
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 7
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 3
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000005674 electromagnetic induction Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 2
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 2
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/026—Determining slope or direction of penetrated ground layers
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
- G01V3/28—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device using induction coils
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Abstract
В изобретении описан многокомпонентный индукционный каротаж, при осуществлении которого может быть занижена оценка степени анизотропии пластов, залегание которых меняется на удалении от скважины. Результаты измерений все же могут использоваться для определения горизонтального и вертикального удельного сопротивления и для выявления сложной структуры залегания, такой как структура, сопутствующая русловым пескам и турбидитным отложениям.
Description
Предпосылки создания изобретения Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится в целом к применению измерений удельных сопротивлений для оценки толщ пород, где пласты залегают с наклоном, меняющимся на удалении от скважины.
Уровень техники
Приборы каротажа методом электромагнитной индукции и распространения волн широко применяются для определения электрических свойств окружающего ствол пласта. С помощью этих каротажных приборов определяют кажущееся удельное сопротивление (или удельную проводимость) пласта, которое, если оно соответствующим образом интерпретировано, является показателем петрофизических свойств пласта и находящихся в нем флюидов.
Физические принципы каротажа методом электромагнитной индукции описаны, например, в статье Н.6. Όοΐΐ, ΙηίΓοάιιοΙίοη ίο ΙηάιιοΙίοη Ьоддшд апб Αρρίίοαίίοη ίο Ьоддшд οί Ае11к ИтШеб χνίίΐι Об-Вакеб Миб, 1оигпа1 οί Ре1го1еиш ΊεοΗηοΙο^, том. 1, с. 148, Общество инженеров-нефтяников, Ричардсон, Техас, 1949 г. Со времени публикации названной работы приборы каротажа сопротивлений методом электромагнитной индукции претерпели множество усовершенствований и изменений. Примеры таких изменений и усовершенствований можно найти, например, в патенте И8 4837517, выданном на имя ВатЬет и др., патенте И8 5157605, выданном на имя ОктбЕг и др., и патенте И8 5452761, выданном на имя Веагб и др.
В последние годы все чаще стали использовать многокомпонентные измерения удельного сопротивления, отображающие вертикальное и горизонтальное удельные сопротивления (или, что то же самое, удельную проводимость) анизотропных пластов. Широко используемые в настоящем описании термины горизонтальный и вертикальный относятся к направлениям, параллельным и перпендикулярным напластованию, при этом удельные сопротивления в этих направлениях обычно являются минимальными и максимальными в анизотропном пласте.
В патенте И8 5999883, выданном на имя Снр1а и др., содержание которого в порядке ссылки полностью включено в настоящее описание, описан способ определения горизонтальной и вертикальной удельной проводимости анизотропных пластов. Измеряют сигналы индукционного каротажа, индуцированные индукционными генераторами, ориентированными вдоль трех взаимно ортогональных осей. Одна из трех взаимно ортогональных осей преимущественно параллельна оси каротажного прибора. Сигналы индукционного каротажа измеряют с помощью первых приемников, каждый из которых имеет магнитный момент, параллельный одной из ортогональных осей, и с помощью вторых приемников, каждый из которых имеет магнитный момент, перпендикулярный одной из ортогональных осей, которая также перпендикулярна оси прибора. На основании сигналов приемников, измеренных перпендикулярно оси прибора, рассчитывают относительный угол поворота проходящей перпендикулярной одной из ортогональных осей. Путем поворота амплитуд сигналов приемников на отрицательную величину угла поворота рассчитывают промежуточный измерительный тензор. На основании повернутых амплитуд рассчитывают относительный угол наклона одной из ортогональных осей, которая параллельна оси прибора, по отношению к направлению вертикальной удельной проводимости. Повернутые амплитуды поворачивают на отрицательную величину угла наклона. На основании повернутых амплитуд сигналов приемников после осуществления второй стадии поворота рассчитывают горизонтальную удельную проводимость. На основании амплитуд сигналов приемников после осуществления второй стадии поворота рассчитывают параметр анизотропии. На основании горизонтальной удельной проводимости и параметра анизотропии рассчитывают вертикальную удельную проводимость.
В патенте И8 6466872, выданном на имя Кпедкйаикет и др., правопреемником которого является правопреемник настоящей заявки и содержание которого в порядке ссылки полностью включено в настоящее описание, описано применение прибора многокомпонентного индукционного каротажа (прибора 3ΌΕΧ(τμ) производства компании Бейкер Хьюз Инкорпорейтед) для определения параметров анизотропного удельного сопротивления слоистого коллектора. Как известно специалистам в данной области техники, такой слоистый коллектор, который имеет слои с различными удельными сопротивлениями, отличает трансверсальная изотропия, даже если сами слои являются изотропными. Такой многокомпонентный каротажный прибор обладает азимутальной чувствительностью. В патенте Кпедкйаикет описан способ анализа данных многокомпонентного каротажного прибора для определения водонасыщенности песчаных и сланцевых фракций коллектора. В используемой в патенте Кпедкйаикет модели считается, что ось анизотропии перпендикулярна плоскости напластования. Похожие модели используются, например, в патенте И8 6618676, выданном на имя Кпедкйаикет и др., и патенте И8 6643589, выданном на имя Ζΐιηηβ и др.
Глубинность исследования толщи пород у прибора 3ОЕХ1'™·1 обычно составляет несколько метров, что соответствует широкому диапазону изменения углов падения и азимутальных углов. В отличие от этого угол падения и азимутальный угол, измеряемые формирователями изображений, выводят из свойства (параметра), например, удельного сопротивления на границах пластов или наслоений толщи пород. Когда пласты или наслоения находятся в пределах разрешающей способности формирователей изображений, они надежно определяют углы падения и азимутальные углы. В отличие от этого прибор
- 1 014567
3ΌΕΧ(τμ) реагирует на ориентацию тензора удельной проводимости толщи пород. Результаты измерений позволяют точно определять углы падения и азимутальные углы в отсутствии границ пластов при условии существования поддающейся измерению анизотропии пласта. Следовательно, во многих случаях определяемые с помощью формирователя изображений углы падения и азимутальные углы могут существенно отличаться от тех, которые определяют с помощью прибора ЗБЕХ1'™'1. Типичным примером является толстый анизотропный слой сланца, углы падения и азимутальные углы которого не способны надежно определять формирователи изображений, а прибор ЗБЕХ1™·1 способен.
Кроме того, различные глубинности исследования (ΌΘΙ. от английского бер111 οί туекйдайоп) и различная разрешающая способность измерений по вертикали у прибора 3ΌΕΧ и обычных скважинных формирователей изображений в некоторых случаях приводит к получению различных углов падения и азимутальных углов. Скважинные формирователи изображений обычно имеют ΌΘΙ менее нескольких сантиметров, тогда как приборы ЗБЕХ1'™'1 осуществляют измерения на несколько метров вглубь толщи пород. В связи с этим в результате обоих измерений получают одинаковые углы падения, если углы падения существенно не меняются на удалении от ствола скважины. Когда углы падения пласта меняются по простиранию, необходимо понять, как влияет усреднение результатов измерений на данные об углах падения, получаемых с помощью прибора ЗБЕХ1'™'1.
Задачей изобретения является интерпретация и применение многокомпонентных измерений для определения характеристик толщ пород на удалении от ствола скважины и(или) для сравнения результатов этого определения характеристик с каротажными диаграммами скважинных формирователей изображений.
Краткое изложение сущности изобретения
В изобретении предлагается способ оценки толщи пород. При осуществлении способа с помощью каротажного прибора, имеющего первую глубину исследования, производят измерения в скважине, пробуренной в этой толще пород. На основании многокомпонентных измерений рассчитывают первый угол падения пласта. Расчетный угол падения сравнивают с измеренным в скважине вторым углом падения. Результаты сравнения сохраняют на материальном носителе. Может использоваться многокомпонентный каротажный прибор. Измерением второго угла падения может являться измерение локального угла падения в скважине, которое может осуществляться с помощью скважинного формирователя изображений по данным метода сопротивлений, формирователя изображений по данным плотностного каротажа и(или) формирователя изображений по данным гамма-каротажа. Измерением второго угла падения может являться измерение, осуществляемое с помощью многокомпонентного каротажного прибора, имеющего вторую глубинность исследования, отличающуюся от первой глубинности исследования. Может быть определено отношение высоты волнистости толщи пород к шагу волнистости. При осуществлении способа может дополнительно осуществляться расчет угла падения несогласного напластования в толще пород. Измерения, осуществляемые с помощью многокомпонентного каротажного прибора, могут дополнительно использоваться для расчета горизонтального удельного сопротивления пласта, вертикального удельного сопротивления пласта и(или) угла падения пласта. Расчетное горизонтальное удельное сопротивление и вертикальное удельное сопротивление могут дополнительно использоваться для расчета пористости толщи пород, парциального объема сланца, удельного сопротивления сланца, крупнозернистой фракции слоистой последовательности залегания и(или) мелкозернистой фракции слоистой последовательности залегания. Расчетный угол падения несогласного напластования может использоваться для бурения соседней скважины. При осуществлении способа многокомпонентный каротажный прибор может быть дополнительно доставлен в ствол скважины с помощью кабеля, бурильных труб или скользящей муфты.
В изобретении предлагается устройство для оценки толщи пород. Устройство содержит каротажный прибор, имеющий первую глубинность исследования и приспособленный для доставки в скважину, пробуренную в толще пород. Устройство также содержит процессор, способный рассчитывать первый угол падения пласта по результатам измерений, осуществляемых каротажным прибором, сравнивать расчетный угол падения с результатом измерения второго угла падения в скважине и сохранять результаты сравнения на материальном носителе. Устройство может дополнительно содержать формирователь изображений, способный осуществлять измерение второго угла падения. Формирователем изображений может являться формирователь изображений по данным метода сопротивлений, формирователь изображений по данным гамма-каротажа и(или) формирователь изображений по данным плотностного каротажа. Многокомпонентный каротажный прибор может иметь вторую глубинность исследования и осуществлять измерение второго угла падения. Процессор может быть дополнительно сконфигурирован на определение отношения высоты волнистости к шагу волнистости залегания толщи пород (пласта). Процессор может быть дополнительно сконфигурирован на расчет угла падения несогласного напластования в толще пород. Процессор может быть дополнительно сконфигурирован на использования результатов измерений, осуществляемых с помощью многокомпонентного каротажного прибора, для расчета горизонтального удельного сопротивления толщи пород, вертикального удельного сопротивления толщи пород и(или) угла падения пласта. Процессор может быть дополнительно сконфигурирован на использова
- 2 014567 ние расчетного горизонтального удельного сопротивления и вертикального удельного сопротивление толщи пород для расчета пористости толщи пород, парциального объема сланца, удельного сопротивления сланца, крупнозернистой фракции слоистой последовательности залегания и(или) мелкозернистой фракции слоистой последовательности залегания. Процессор может быть дополнительно сконфигурирован на использование расчетного угла падения несогласного напластования для бурения соседней скважины. Устройство может дополнительно содержать устройство для доставки многокомпонентного каротажного прибора в ствол скважины. Устройством для доставки может являться кабель, бурильные трубы или скользящая муфта.
В изобретении также предлагается машиночитаемый носитель данных для использования в устройстве для оценки толщи пород. Устройство содержит многокомпонентный каротажный прибор для доставки в скважину, пробуренную в толще пород, и формирователь изображений для формирования изображения толщи пород. Носитель содержит команды, позволяющие процессору сравнивать расчетный угол падения пласта со вторым углом падения, рассчитанным на основании изображения, и сохранять результаты на материальном носителе. Носителем может являться постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (СППЗУ), электрическистираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (ЭСППЗУ), флэш-память и(или) оптический диск.
Краткое описание чертежей
Для лучшего понимания настоящего изобретения оно проиллюстрировано на приложенных чертежах, на которых одинаковые элементы обозначены одинаковыми позициями и на которых:
на фиг. 1 проиллюстрирован прибор индукционного каротажа, расположенный в скважине, пробуренной в толще пород, на фиг. 2 (уровень техники) - расположение генераторных и приемных катушек прибора многокомпонентного индукционного каротажа, поставляемого под названием 3ПЕХ(™), на фиг. 3 - модель скважины, форма стенок которой отличается от цилиндрической, на фиг. 4 - относительная нечувствительность результатов измерений с помощью прибора 3ОЕХ1'™·1 к шероховатости стенок скважины, на фиг. 5 - модель, иллюстрирующая постепенное увеличение угла падения с увеличением глубины скважины, на фиг. 6 - полученные с помощью прибора 3ΌΕΧ(τμ) результаты измерений и расчетные параметры толщи пород для модели, используемой на фиг. 5, на фиг. 7 - модель волнистости, отображающая толщу пород, на фиг. 8 - вычисленные по данным каротажа с помощью прибора 3ΌΕΧ(™) углы падения пласта для проиллюстрированной на фиг. 7 модели волнистого пласта, на фиг. 9 - поперечное напластование на границе руслового песка в слое сланца, на фиг. 10 - характеристики главных и поперечных составляющих и производные горизонтальные и вертикальные удельные сопротивления, угол падения и азимут для случая I руслового песка, на фиг. 11 - характеристики главных и поперечных составляющих и производные горизонтальные и вертикальные удельные сопротивления, угол падения и азимут для случая II руслового песка, на фиг. 12 - характеристики главных и поперечных составляющих и производные горизонтальные и вертикальные удельные сопротивления, угол падения и азимут для случая III руслового песка, на фиг. 13 - характеристики главных и поперечных составляющих и производные горизонтальные и вертикальные удельные сопротивления, угол падения и азимут для случая IV руслового песка и на фиг. 14 - колебания результатов измерений главных составляющих для проиллюстрированной на фиг. 7 модели.
Подробное описание изобретения
Рассмотрим фиг. 1, на которой показан прибор 10 индукционного каротажа, расположенный в стволе 2 скважины, пробуренной в толщах породы. Толщи пород в целом обозначены позицией 4. Прибор 10 может быть спущен в ствол 2 скважины и извлечен из него с помощью армированного электрического кабеля 6 или подобного средства доставки, известного из уровня техники. Прибор 10 обычно состоит их трех узлов: блока 14 вспомогательного электронного оборудования на одном конце прибора 10, блока 8 катушечных сердечников, соединенного с блоком 14 вспомогательного электронного оборудования, и блока 12 приема/обработки сигналов/телеметрического электронного оборудования, соединенного с другим концом блока 8 катушечных сердечников, при этом блок 12 электронного оборудования обычно соединен с кабелем 6.
Блок 8 катушечных сердечников содержит набор катушек, в который входят индукционные генераторные катушки и приемные катушки, как это пояснено далее, для индуцирования электромагнитных полей в толщах 4 пород и приема сигналов напряжения, индуцированных токами Фуко, протекающими через толщи 4 пород в результате индуцирования в них электромагнитных полей.
Блок 14 вспомогательного электронного оборудования может включать генератор сигналов и усилители мощности (не показаны), обеспечивающие протекание переменных токов выбранных частот че
- 3 014567 рез генераторные катушки блока 8 катушечных сердечников. В блок вспомогательного электронного оборудования может входить процессор, управляющий работой прибора и обрабатывающий регистрируемые данные.
Блок 12 приема/обработки сигналов/телеметрического электронного оборудования может содержать приемные контуры (не показаны) для обнаружения сигналов напряжения, индуцированных в приемных катушках блока 8 катушечных сердечников, и контуры для преобразования этих принимаемых сигналов напряжения (не показаны) в сигналы, отображающие удельную проводимость различных слоев толщ 4 пород, обозначенных как 4А-4Е. Для удобства блок 12 приема/обработки сигналов/телеметрического электронного оборудования может содержать средства телеметрии для передачи отображающих удельную проводимость сигналов на поверхность земли по кабелю 6 для последующей обработки, или в качестве альтернативы блок 12 электронного оборудования может хранить отображающие удельную проводимость сигналы в соответствующем регистрирующем устройстве (не показано) для обработки после извлечения инструмента 10 из ствола 2 скважины.
Рассмотрим фиг. 2, на которой показана конфигурация генераторных и приемных катушек прибора многокомпонентного индукционного каротажа 3ΌΕΧ(τμ) производства компании Бейкер Хьюз. Показаны три ортогональных генераторных катушки 101, 103 и 105, обозначенных как генераторы Тх, Τζ и Ту (ось ζ является продольной осью прибора). Генераторным катушкам 101, 103 и 105 соответствуют приемные катушки 107, 109 и 111, обозначенные как приемники В,., Βζ и Ву для измерения соответствующих магнитных полей. В одном из режимов работы прибора измеряют составляющие Нхх, Нуу, Ηζζ, Нху и Ηχζ, хотя также могут использоваться другие составляющие. Следует дополнительно отметить, что в предложенном в настоящем изобретении способе также могут использоваться измерения при других наклонах катушек, осуществляемые согласно хорошо известным принципам поворота координат.
Продемонстрируем сначала относительную нечувствительность измерений, осуществляемых с помощью прибора 3ΌΕΧ(™), к шероховатости стенок скважины. На фиг. 3 проиллюстрирована модель скважины, форма стенок которой отличается от цилиндрической, с повторяющимися желобками. Каждый желобок имеет высоту 2 дюйма (5,1 см) и на 2 дюйма (5,1 см) превышает номинальный размер скважины. Удельное сопротивление проводящего бурового раствора принимают за 0,1 Ом-м. На фиг. 3 также показана система координат, используемая в настоящем описании. На фиг. 4 проиллюстрированы показания прибора 3ΌΕΧ и вычисленный угол падения, азимутальный угол и анизотропия удельного сопротивления пласта. Обработанные горизонтальное и вертикальное удельные сопротивления обозначены позициями 201 и 203 соответственно, а интерпретированные угол падения и азимутальный угол обозначены позициями 205 и 207 соответственно. Показано, что шероховатость стенок скважины существенно не влияет на вычисленный угол падения, азимутальный угол и анизотропию удельного сопротивления. Подобные результаты (не показаны) были получены в случае высокоомного бурового раствора с удельным сопротивлением в 1000 Ом-м.
Многие геологические формации, такие как каналы, отличаются постепенным изменением угла падения. Для имитации постепенного изменения угла падения использована проиллюстрированная на фиг. 5 модель, на которой угол падения увеличивается на 20° на каждые 100 футов (6,6° на каждые 10 м). Пласт является анизотропным и имеет показатели Вц и Βν, равные 1 Ом-м и 4 Ом-м, соответственно. Тензор удельной проводимости наклонен в соответствии с локальным углом падения. В отличие от анизотропного пласта с параллельными плоскостями напластования постепенное изменение угла падения приводит к образованию непараллельных плоскостей напластования. Следовательно, В9 и Βν, измеренные на большем протяжении, будут отличаться от Вц и Βν, измеренных на меньшем протяжении. Иными словами, анизотропия удельного сопротивления будет зависеть от масштаба. С другой стороны, анизотропия удельного сопротивления пласта с параллельными плоскостями напластования не будет зависеть от масштаба.
На фиг. 6 отображены результаты измерений поперечных составляющих (дорожка 303), главных составляющих (дорожка 305), обработанные удельные сопротивления (дорожка 301), обработанный угол падения пласта (дорожка 307) и обработанный азимутальный угол пласта (дорожка 309). Представленные на дорожке 303 результаты 315 измерений, составляющих ζχ и χζ, имеют большое сходство, тогда как представленные на дорожке 305 результаты 317 измерений составляющей ζζ явно отличаются от представленных на дорожке 305 результатов 319 измерения составляющих хх и уу. Вц и Βν обозначены на дорожке 301 позициями 311 и 313 соответственно. Угол падения и азимутальный угол, выведенные из измеренных прибором 3ΌΕΧ характеристик главных и поперечных составляющих, обозначены позициями 321 и 323 соответственно. Видно, что как угол 321 падения, так и азимутальный угол 323 точно рассчитаны. Угол падения линейно возрастает от 0° вверху до 20° внизу, как и на исходной модели. Локальная анизотропия удельного сопротивления также точно рассчитана. Как показано на фиг. 6, поперечные составляющие 315 неуклонно увеличиваются (по амплитуде) с увеличением угла падения. Как более подробно рассмотрено далее, характеристика составляющей уу не меняется на всем протяжении интервала глубин, поскольку угол падения не меняется в направлении у (поперечно плоскости чертежа). Кажущаяся удельная проводимость в направлении ζζ незначительно уменьшается с увеличением угла па
- 4 014567 дения, тогда как характеристика в направлении хх незначительно возрастает. Эти колебания легко объяснимы с учетом зависимости составляющих хх и ζζ от эффективной удельной проводимости в падающем анизотропном пласте. Данный вопрос дополнительно рассмотрен далее.
Рассмотрим фиг. 7, на которой показана скважина 401, пробуренная в геологической формации (толще пород), которая имеет пространственные изменения направления напластования на удалении от скважины, но небольшие изменения по толщине пластов. Такие геологические формации обычно встречаются в областях турбидитных отложений. Они представляют собой осадочные отложения, сформированные суспензионными течениями в глубинных водах у основания континентального склона и на абиссальной равнине. В настоящем описании такая геологическая формация аппроксимирована синусоидальной волной. Высота от вершины до впадины задана как 11. а длина волны как Ь. Рассмотрим случай, в котором пласт является анизотропным, а локальные Кь и К- составляют 1 и 4 Ом-м соответственно. Для пластов данного типа углы падения, выведенные из каротажной диаграммы, полученной с помощью прибора 3ΌΕΧ(τμ), могут согласоваться или не согласоваться с углами падения, определенными на основании каротажных диаграмм, полученных с помощью формирователя изображений, в зависимости от длины синусоиды. Углы, выводимые из данных формирователя изображений, отображают угол падения пласта вдоль траектории ствола скважины. С другой стороны, углы, выводимые из показаний прибора 3ΌΕΧ(™), отображают средний угол падения на большем протяжении, который задан показателем ΌΟΙ прибора. Ясно, что при шаге волнистости, существенно меньшем, чем ΌΟΙ прибора, определенный прибором ЗОЕХ' мг угол падения должен являться показателем среднего угла падения пласта и мало зависеть от местоположения траектории ствола скважины. Если длина волны значительно превышает ΌΟΙ прибора, вычисленный угол падения отображает локальный усредненный угол падения с центром в скважине. В этом случае вычисленный угол падения будет зависеть от местоположения траектории ствола скважины как в случае углов падения, выводимых из данных формирователя изображений. Между двумя крайними случаями угол падения по данным прибора ЗОЕХ1'™·1 будет представлять собой нечто среднее между средним углом падения и локальным углом падения. Таким образом, путем сравнения результатов измерения местных углов падения, таких как углы падения, определенные с помощью формирователя изображений, с расчетными углами падения согласно показаниям прибора ЗОЕХ'™·1 можно прогнозировать пространственные изменения углов падения пласта на удалении от скважины.
Как показано на фиг. 7, средний угол падения принят за 0°. Скважина является вертикальной и расположена на участке с максимальным углом падения пласта. Максимальный угол падения задан следующим уравнением:
(1)
Рассмотрим шаги волнистости трех различных длин: 2, 10 и 20 м. Во всех трех случаях сохраняем одинаковый максимальный угол падения 25°. Для этого принимает высоту 1 волнистости за 0,З, 0,75 и 1,5 м соответственно. Вычисленные углы падения обозначены на фиг. 8 позицией 421. По оси абсцисс отложена длина волны, а по оси ординат отложен расчетный угол падения. Как и ожидалось, вычисленный угол падения при Ь=2 м приближается к среднему углу падения (0°) пласта, поскольку длина волны преимущественно меньше, чем ΌΟΙ прибора. Когда Ь=20 м, вычисленный угол падения составляет приблизительно 2З°, что близко к локальному углу падения в 25° на траектории ствола скважины. Вычисленные Кь во всех случаях соответствуют истинным значениям. Κν изменяются менее чем на 12%. Этот пример доказывает, что при относительно небольшой высоте волнистости по сравнению с шагом волнистости можно определить истинные значении Κι и Κν по данным каротажных диаграмм, полученных с помощью прибора 3ΌΕΧ.
При большой высоте волнистости модель больше походит на оползание в глубоководных условиях. Предполагается, что при волнистости с большей амплитудой ослабляется эффективная анизотропия толщи пород. Чтобы доказать это, допустим, что Ь=й=2 м и Ь=й=0,З м. В обоих случаях вычисленное отношение К/К уменьшается приблизительно до 2 по сравнению с истинным отношением, равным 4. Что более важно, угол падения эффективной анизотропии составляет теперь 90°. По существу, исходя из периодичности пласта можно рассчитать эквивалентные удельные сопротивления волнистого пласта в горизонтальном (по оси х) и вертикальном (по оси ζ) направлениях. Локальные удельные проводимости в любой точке среды заданы следующими уравнениями:
σχ = со/ θ + σν 8ίη2 θ (2) и
σζ = σ71 8Ϊη θ + σν со/ θ (3), в которых θ означает локальный угол падения синусоидальной волны
(4/ а х меняется в пределах от 0 до 1. Эквивалентное удельное сопротивление в направлении х аппрок- 5 014567 симировано следующим уравнением:
в котором Ό означает ΌΘΙ прибора 3ΌΕΧ. Эквивалентное удельное сопротивление в направлении ζ задано следующим уравнением:
Когда Ь существенно меньше, чем ΌΘΙ прибора, значение Ό в уравнениях (5) и (6) может быть заменено на Ь. С помощью уравнений (3) и (4) вычисляем, что при Ь=й=2т, Кх е<1=2,4 Ом-м, а Κζεά=1,3 Ом-м. Эти значения очень близки к значениям, обращенным на основании показаний прибора 3ΌΕΧ (2,3 и 1,2 Ом-м соответственно). Из уравнений (5) и (6) также следует, что при 11 >> Ь/2 анизотропия волнистого пласта исчезает, т.е. эквивалентное горизонтальное и вертикальное удельные сопротивления будут приблизительно одинаковыми. Это справедливо независимо от значений Щ и Βν. Таким образом, путем измерений с помощью прибора приборов 3ЭЕХ1'™'1 с различными глубинностями исследования можно рассчитать отношение высоты волнистости к шагу волнистости.
Геологические формации могут включать русловые пески, которые обычно врезаются в предсуществующие осадочные отложения и прорезают их, вызывая литологическое изменения и обычно смещение угла напластования. Поскольку русловая граница между русловыми песками и предсуществующими осадочными отложениями обычно не параллельна, интерпретация угла падения по данным прибора 3ЭЕХ1'™'1 значительно сложнее, чем в случае множества плоскослоистых пластов. Как показано на фиг. 9, как русловой песок 451, так и подстилающий пласт 461 могут являться анизотропными и иметь различные углы падения. Основание песка образует поверхность несогласного напластования. В проиллюстрированном примере русловой песок имеет угол падения 20° вправо. Подстилающий пласт считается горизонтальным. Граница между песком и подстилающим пластом имеет угол падения пласта 30° вправо. Можно рассмотреть четыре различных случая, приведенных в табл. 1.
Для облегчения анализа зададим величину 8, называемую расстоянием влияния соседних пластов. 8 является расстоянием, измеренным вдоль ствола скважины от границы пласта, на котором прилегающий (соседний) пласт будет оказывать пренебрежимо малое (менее 10%) влияние на интерпретируемые параметры пласта. Мы предполагаем, что значение 8 будет различным для различных параметров. Следовательно, допустим, что 8кь, 8Κν, 8 и 8_, являются расстояниями влияния соседних пластов на Къ, В,,, угол падения и азимутальный угол соответственно.
Таблица 1 Четыре различных примера руслового песка
| КЬ,з<1 = 10 Ом-м Κ,ν,δά = 10 Ом м | КЬ,5с1 = 5 Ом-м Κν,3<1 = 10 Ом м | |
| Кй.аЬ = 1 Омм Κ.ν,8Κ = 2 Ом м | Случай I | Случай 111 |
| КЬ,з11 = 1 Ом-м Κν,ΒΪι = 4 Ом м | Случай 11 | Случай IV |
В случае I песок является изотропным; следовательно, его угол падения не определен. Угол падения подстилающего пласта составляет 0°. Как показано на фиг. 10, данные начинают отражать влияние подстилающего пласта уже на расстоянии 38 футов (11,6 м) от границы 401 песка, когда прибор приближается к границе сверху. Иными словами, значения 8К|| и 8Κν составляют примерно 38 футов (11,6 м). Тем не менее, значительные изменения вычисленных удельных сопротивлений происходят только, когда прибор оказывается в пределах 20 футов (6,1 м) от границы песка. После прохождения границы прибор отображает истинные значения и Βν подстилающего пласта, если прибор находится на расстоянии примерно 12 футов (3,7 м) и 16 футов (4,9 м) от границы соответственно. Русловая граница вызывает отклонение вычисленных удельных сопротивлений вниз от номинала непосредственно над границей и вверх от номинала под границей. На местоположение границы указывают резкие изменения вычисленных и К,· 404. В действительности, помехи при измерении или переходный профиль удельных сопротивлений могут смазать резкие изменения удельного сопротивления, что делает установление русловой границы менее очевидным.
Углы падения точно подстилающего пласта точно вычисляют, когда прибор находится на расстоянии, превышающем расстояние влияния соседних пластов 8=15 футов (4,57 м). Следует заметить, что угол падения русловой границы также выглядит четким. Вычисленный угол 407 падения составляет примерно 27°, что близко к истинному углу падения в 30°. Этот пример показывает, что при условии достаточного скачка удельного сопротивления на русловой границе можно определить угол падения границы (несогласное напластование) по данным каротажа с помощью прибора 3ΌΕΧ даже в присутствии несогласно залегающих пластов выше и(или) ниже границы.
Случай ΙΙ сходен со случаем Ι за тем исключением, что на этот раз песок является анизотропным. Вблизи границы песка наблюдаются три различных угла падения: угол падения песка, угол падения под
- 6 014567 стилающего пласта и угол падения русловой границы. Результаты имитации, представленные на фиг. 11, показывают, что углы падения как песка, так и подстилающего пласта точно определены, когда прибор находится на расстоянии, превышающем соответствующее расстояние влияния соседних пластов 8θ=25 футов (7,62 м) и 18 футов (5,49 м). Вычисленный угол падения (23°) русловой границы представляет собой приемлемую оценку истинного угла падения. Расстояния влияния соседних пластов для Ц, и Я песка составляют 8Я1=19 футов (5,79 м) и 8|<,.=29 футов (8,84 м) соответственно. Для подстилающего пласта 8^=16 футов (4,88 м) и 8Я,=29 футов (8,84 м).
Случай III сходен со случаем I за тем исключением, что Я подстилающего пласта увеличено с 2 до 4 Ом-м. Коэффициент анизотропии также увеличен до 4. Как показано на фиг. 12, влияние соседних пластов песчаного горизонта на характеристику подстилающего пласта увеличивается вследствие общего уменьшенного удельного сопротивления подстилающего пласта. Для подстилающего пласта 8Я|=15 футов (4,57), 8В,,=38 футов (11,58 м) соответственно. Этот пример показывает, что Ян и Я анизотропного пласта могут быть отображены с различными разрешениями. Поскольку Я· всегда больше Ян, прибор индукционного каротажа обычно с более высоким разрешением отображает Ян. Угол падения выглядит меньше подверженным влиянию соседних пластов. Вычисленный угол падения подстилающего пласта приближается к истинному углу падения (0°), когда измерения осуществляют на расстоянии в пределах 18 футов (5,49 м) или менее от границы. Угол падения границы песка составляет примерно 20°, что существенно меньше истинного угла падения в 30°.
В случае IV как песок, так и подстилающий пласт являются анизотропными. Коэффициент анизотропии составляют 2 и 4 соответственно. Ожидалось, что уменьшенный общий скачок удельного сопротивления на русловой границе создаст дополнительное затруднение для определения угла падения границы. Все это подтверждено на фиг. 13. Вычисленный угол падения плавно переходит 20° в песке до 0° в подстилающем пласте. Угол падения на русловой границе составляет примерно 17°, что значительно меньше истинного угла падения в 30°.
В табл. 2 сведены данные о расстояниях влияния соседних пластов для всех четырех случаев. Можно заключить, что Ян в целом меньше подвержено влиянию русловой границы, чем Я·. Угол падения любого пласта (песка или подстилающего пласта) может быть точно вычислен при отображении Ян с хорошим разрешением.
Таблица 2
Влияния соседних пластов на пример русла
| Случай | Прибор в песчаном пласте (более высокоомном) | Прибор в подстилающем пласте (более проводящем) | ||||
| §Κν | 8θ | 8кь | 8κν | 8е | ||
| I | 38 | 38 | Нет данных | 12 | 16 | 15 |
| II | 19 | 29 | 25 | 16 | 29 | 18 |
| III | 38 | 38 | Нет данных | 15 | 38 | 18 |
| IV | 18 | 30 | 17 | 15 | 35 | 16 |
Аппроксимация слабой анизотропии.
В этом разделе пояснено поведение проиллюстрированных на фиг. 7 главных составляющих с использованием теории аппроксимации слабой анизотропии, описанной в патентной заявке И8 11/321497 (заявитель - \Уапд и др.), правопреемником которой является правопреемник настоящей заявки и содержание которой в порядке ссылки полностью включено в настоящее описание. Составляющая ζζ отвечает преимущественно за эффективную удельную проводимость в плоскости, перпендикулярной оси ζ прибора, а составляющая хх - за эффективную удельную проводимость в плоскости, перпендикулярной оси х. Эффективная удельная проводимость в системе координат прибора может быть выведена путем сначала поворота тензора удельной проводимости из системы координат пласта в систему координат прибора и затем путем использования гипотезы Уортингтона (\Уог11ипд1оп) (1981 г.).
Если исходить из того, что локальный угол падения θ имеет направление х, можно повернуть тензор удельной проводимости из системы координат пласта в систему координат прибора согласно следующему уравнению:
- 7 014567
В приведенных выше уравнениях σ3 и σν означают удельные проводимости в направлении, параллельном и перпендикулярном локальным плоскостям напластования соответственно. Нижние индексы 1, 2 и 3 отображают направления по осям х, у и ζ соответственно в системе координат прибора.
Заменим повернутый тензор удельной проводимости системой двухосной анизотропии согласно аппроксимации слабой анизотропии в виде следующего уравнения:
(10),
Чтобы уравнение (9) было справедливо
211 = р - #со8 (?| < ε где ε означает небольшое положительное число.
Чтобы рассчитать характеристику многокомпонентного индукционного каротажа в случае двуосного анизотропного пласта, дополнительно заменим уравнение (9) эквивалентной поперечно-изотропной (ПИ) средой. Как показано в заявке \Уапд. тензор эквивалентной ПИ будет различным для различных составляющих поля, но все они выведены из для составляющей ζζ равен гипотезы Уортингтона (1981 г.). Тензор эффективной ПИ
Тензоры эквивалентной ПИ для составляющих хх и уу равны
Из уравнений (11)-(13) можно вычислить характеристики ζζ, хх и уу с многочастотной фокусировкой для эффективной ПИ-среды с использованием уравнений, сформулированных в работе КаЫиоу1сй и ТаЬатоуьку (2001 г.)
По существу, эквивалентная горизонтальная удельная проводимость для характеристики ζζ в урав
- 8 014567 нении (11), заданном гипотезой Уортингтона (1981 г.), является строго истинной независимо от угла падения и анизотропии (Могап и С1апхсго (1979 г.)). В качестве аппроксимации первого порядка используем уравнения (14)-(16), чтобы прогнозировать характеристики ζζ, хх и уу в анизотропном пласте с постепенным изменением угла падения. В частности, с целью получения сфокусированных удельных проводимостей хх, уу и ζζ используется многочастная фокусировка. Затем решаем уравнения (14)-(16), в результате чего получаем σ 11, σ 22 и σ 33. Затем решаем уравнение (8) и получаем пь, σν и θ. Если полученное значение θ отличается от локального угла падения, измеренного в скважине, это является показателем того, что угол падения меняется на удалении от скважины или что предположение о слабой анизотропии является неверным. Неверность предположения о слабой анизотропии можно легко проверить с использованием уравнения (10).
На фиг. 14 приведено сравнение расчетных кажущихся удельных проводимостей с удельными проводимостями, представленными на фиг. 6, если допустить, что плоскости напластования являются локально параллельными. Кривая 501 соответствует составляющей ζζ в зависимости от глубины. Кривые 503 и 505 соответствуют составляющим хх, полученным по данным трехмерного моделирования и из уравнения (15). Кривые 507, 509 неразличимы и соответствуют составляющей, полученной по данным трехмерного моделирования и из уравнения (16) соответственно. Ясно, что уравнения (15) и (16) дают точный прогноз подвернутых обработке методом многочастной фокусировки (МЕЕ, от английского ти1Н-Ггсс.|испсу Госикшд) характеристик хх и уу кажущейся удельной проводимости. Составляющую ζζ не сравнивают, поскольку уравнение (14) является строго истинным. Уравнения (15) и (16) могут использоваться для получения приемлемых результатов прогноза при коэффициенте анизотропии менее около 5 и относительном угле падения менее около 30°. Аппроксимация слабой анизотропии с более высокой эффективностью применима к слоистой среде, слои которой являются анизотропными и имеют различные углы падения, как в толще пород с поперечным напластованием. В этом случае каждый анизотропный слой аппроксимируют эквивалентной ПИ-средой с углом падения 0° относительно границ слоя. Получаемую толщу пород можно легко смоделировать в виде одномерной ПИ-среды.
После того как определены параметры удельного сопротивления поперечного напластования, известными способами может быть осуществлена дальнейшая обработка с целью определения петрофизических параметров, характеризующих поперечное напластование. Определение водонасыщенности и парциальных объемов песка и сланца описано, например, в патентах υδ 6711502, 6493632 и 6470274, выданных на имя МоШкоп и др., правопреемником которых является правопреемник настоящей заявки.
В ϋδ 6470274 предложено определение общей пористости пласта, парциального объем сланца, водонасыщенности и удельного сопротивления сланца в слоистом пласте, включающем пески, в которых могут содержаться рассеянные сланцы. С помощью петрофизической модели тензора определяют объем слоя сланца и удельную проводимость слоя песка по вертикальным и горизонтальным удельным проводимостям, выведенным из данных многокомпонентного индукционного каротажа. С целью получения результатов измерений общего объема связанной глиной воды в пласте и связанной глиной воды в сланцах в пласте используют ЯМР-данные. В ϋδ 6711502 предложено определение общей пористости пласта, парциального объема сланца и удельного сопротивления сланца в слоистом пласте, включающем пески, в которых могут содержаться рассеянные сланцы. С помощью петрофизической модели тензора определяют объем слоя сланца и удельную проводимость слоя песка по вертикальным и горизонтальным удельным проводимостям, выведенным из данных многокомпонентного индукционного каротажа. Методом Томаса-Штибера-Юхача (Тйота5-811сЬсг-1ийа5х) определяют объем рассеянного сланца и общую и эффективную пористости слоя песчаной фракции. Путем исключения удельной проводимости слоя сланца и влияния пористости упрощают модель слоистого сланцеватого песка до однослойной модели рассеянного сланцеватого песка, к которой может быть применено уравнение Ваксмана-Смита (ХУахтап8тй§).
В одном из вариантов осуществления изобретения применяют способ, предложенный в патенте υδ 6686736, выданном на имя 8с1юсп и др., правопреемником которого является правопреемник настоящей заявки и содержание которого в порядке ссылки полностью включено в настоящее описание. В нем предложен способ определения крупно- и мелкозернистой фракции слоистой последовательности залегания и расчета проницаемости крупно- и мелкозернистых составляющих.
Следует дополнительно заметить, что данные углового несогласного напластования могут использоваться для бурения дополнительных эксплуатационных скважин. Большой угол несогласного напластования является показателем нахождения на большом расстоянии от центра глубокозалегающего канала. Это служит признаком более крупного коллектора, чем при меньшем угловом несогласном напластовании. Кроме того, бурение скважины за пределами оконтуренной нефтяной площади может быть осуществлено на большем удалении.
Изобретение описано применительно к устройству, которое доставляют в ствол скважины на кабеле. Предложенный в изобретении способ также применим в многокомпонентном индукционном каротажном устройстве, доставляемом в ствол скважины на буровых трубах, таких как бурильная колонна. Обработка данных может осуществляться в скважине с помощью скважинного процессора, находящего- 9 014567 ся в соответствующем месте. При необходимости по меньшей мере часть данных также может храниться в соответствующем скважинном запоминающем устройстве в сжатой форме. После обращения к запоминающему устройству в процессе операции спуска-подъема бурильной колонны данные могут быть извлечены из запоминающего устройства и обработаны на поверхности.
Следует заметить, что, хотя изобретение описано выше применительно к каротажному прибору 3ПЕХ(™\ это не следует интерпретировать как ограничение. Например, в патентной заявке И8 11/489875 (заявитель - Ааид и др.) описана конструкция, в которой данные измерений удельного сопротивления пласта получают с помощью расстановки лишь из двух продольно ориентированных генераторов и двух поперечно ориентированных приемников. Подразумевается, что термин многокомпонентный включает все конструкции, в которых генераторные и приемные катушки ориентированы в различных направлениях.
Подразумевается, что при управлении и обработке данных используют компьютерную программу на соответствующем машиночитаемом носителе, позволяющую процессору осуществлять управление и обработку. Машиночитаемым носителем может являться ПЗУ, СНИЗУ. 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 приведенное выше раскрытие охватывает все изменения, входящие в пределы объема и сущности приложенной формулы изобретения.
Claims (13)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ оценки пласта, при осуществлении которого с помощью прибора многокомпонентного индукционного каротажа, имеющего первую глубинность исследования, производят измерения в пробуренной в пласте скважине, рассчитывают первый угол падения пласта по результатам измерений, выполненных прибором многокомпонентного каротажа, сравнивают рассчитанный угол падения с результатом выполненного в скважине измерения второго угла падения с использованием формирователя изображений пласта или прибора многокомпонентного индукционного каротажа, настроенного на вторую глубинность исследования, и по результату указанного сравнения получают данные о согласовании или не согласовании упомянутого измеренного второго угла падения с упомянутым рассчитанным углом падения и на основании этих данных осуществляют оценку пространственного изменения угла падения пласта.
- 2. Способ по п.1, при осуществлении которого рассчитывают первый азимутальный угол пласта по результатам измерений, осуществленных каротажным прибором, и сравнивают первый азимутальный угол со вторым азимутальным углом, измеренным в скважине.
- 3. Способ по п.1, в котором измерение второго угла падения представляет собой измерение локального угла падения у скважины, а определенное пространственное изменение угла падения пласта представляет собой изменение угла падения пласта на удалении от скважины.
- 4. Способ по п.1, в котором второй угол падения пласта оценивают с помощью прибора многокомпонентного каротажа, имеющего вторую глубинность исследования, меньшую первой глубинности исследования, причем дополнительно рассчитывают отношение высоты волнистости пласта к шагу волнистости.
- 5. Способ по п.1, при осуществлении которого дополнительно рассчитывают по меньшей мере один из следующих параметров: угол падения несогласного напластования в пласте и азимутальный угол несогласного напластования в пласте.
- 6. Способ по п.1, в котором измерения, выполненные с помощью многокомпонентного каротажного прибора, используют для расчета по меньшей мере одного параметра из группы, включающей горизонтальное удельное сопротивление пласта, вертикальное удельное сопротивление пласта, угол падения пласта и азимутальный угол пласта.
- 7. Устройство для оценки пласта, содержащее прибор многокомпонентного индукционного каротажа, имеющий первую глубинность исследования и выполненный с возможностью его доставки в пробуренную в пласте скважину и осуществления измерений параметра пласта, и процессор, выполненный с возможностью рассчитывать первый угол падения пласта по результатам измерений, выполненных прибором многокомпонентного индукционного каротажа, сравнивать рассчитанный угол падения с результатом выполненного в скважине измерения второго угла падения с использованием формирователя изображений пласта или прибора многокомпонентного индукционного каротажа, настроенного на вторую глубинность исследования, и обеспечивать по результату указанного сравнения получение данных о согласовании или не согласовании упомянутого измеренного второго угла падения с упомянутым рассчитанным углом падения и- 10 014567 осуществление на основании этих данных оценки пространственного изменения угла падения пласта.
- 8. Устройство по п.7, содержащее формирователь изображений по данным метода сопротивлений, приспособленный для измерения второго угла падения, причем процессор способен делать вывод о пространственном изменении угла падения пласта на удалении от скважины.
- 9. Устройство по п.7, в котором многокомпонентный каротажный прибор выполнен с возможностью измерения второго угла падения со второй глубинностью исследования, отличающейся от первой глубинности исследования, а процессор дополнительно способен рассчитывать отношение высоты волнистости пласта к шагу волнистости.
- 10. Устройство по п.7, в котором процессор дополнительно способен рассчитывать по меньшей мере один из следующих параметров: угол падения несогласного напластования в пласте и азимутальный угол несогласного напластования в пласте.
- 11. Устройство по п.7, дополнительно содержащее устройство для доставки многокомпонентного каротажного прибора в скважину, выбранное из группы, включающей кабель, бурильные трубы и скользящую муфту.
- 12. Машиночитаемый носитель данных для использования в устройстве для оценки пласта, содержащем каротажный прибор для доставки в пробуренную в пласте скважину, и формирователь изображений для формирования изображения пласта, причем носитель содержит команды, позволяющие процессору рассчитывать первый угол падения пласта по результатам измерений, сравнивать рассчитанный угол падения пласта со вторым углом падения пласта, рассчитанным на основании изображения пласта, и обеспечивать по результату указанного сравнения получение данных о согласовании или не согласовании упомянутого измеренного второго угла падения с упомянутым рассчитанным углом падения и осуществление на основании этих данных оценки пространственного изменения угла падения пласта.
- 13. Носитель по п.12, представляющий собой по меньшей мере один из носителей из группы, включающей постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (СППЗУ), электрически стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (ЭСППЗУ), флэш-память и оптический диск.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US79498806P | 2006-04-26 | 2006-04-26 | |
| PCT/US2007/010229 WO2007127365A2 (en) | 2006-04-26 | 2007-04-26 | Method and apparatus for correcting underestimation of formation anistropy ratio |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200802134A1 EA200802134A1 (ru) | 2009-06-30 |
| EA014567B1 true EA014567B1 (ru) | 2010-12-30 |
Family
ID=38656212
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200802134A EA014567B1 (ru) | 2006-04-26 | 2007-04-26 | Способ и устройство для коррекции заниженной оценки коэффициента анизотропии пласта |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7657375B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0711071B1 (ru) |
| CA (1) | CA2650598A1 (ru) |
| EA (1) | EA014567B1 (ru) |
| GB (1) | GB2451974B (ru) |
| NO (1) | NO343674B1 (ru) |
| WO (1) | WO2007127365A2 (ru) |
Families Citing this family (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8112227B2 (en) * | 2004-06-15 | 2012-02-07 | Baker Hughes Incorporated | Processing of multi-component induction measurements in a biaxially anisotropic formation |
| MX2009011975A (es) * | 2007-05-08 | 2010-01-28 | Schlumberger Technology Bv | Determinacion de propiedaes de formacion corregidas para tomar en cuenta los efectos de pozo. |
| US8527204B2 (en) * | 2007-12-06 | 2013-09-03 | Exxonmobile Upstream Research Company | Volume of investigation based density image processing |
| US8095318B2 (en) * | 2008-12-19 | 2012-01-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method for estimating formation dip using combined multiaxial induction and formation image measurements |
| BRPI1012998A2 (pt) * | 2009-05-20 | 2018-01-16 | Baker Hughes Inc | "métodos e aparelhos para a provisão de resistividade complementar e imagem de distância de separação" |
| US20110254552A1 (en) * | 2010-04-15 | 2011-10-20 | Peter Wu | Method and apparatus for determining geological structural dip using multiaxial induction measurements |
| US20120242342A1 (en) * | 2011-03-21 | 2012-09-27 | Baker Hughes Incorporated | Correction of Deep Azimuthal Resistivity Measurements for Bending |
| US8614577B2 (en) * | 2011-05-18 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Automatic anisotropy, azimuth and dip determination from upscaled image log data |
| EP2525242A3 (en) | 2011-05-20 | 2017-07-12 | Baker Hughes Incorporated | Multiscale geologic modeling of a clastic meander belt including asymmetry using multi-point statistics |
| WO2012175115A1 (en) | 2011-06-21 | 2012-12-27 | Baker Hughes Incorporated | Computer-based method for real-time three-dimensional geological model calculation and reservoir navigation |
| US10416336B2 (en) * | 2012-07-13 | 2019-09-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of estimating anisotropic formation resistivity profile using a multi-component induction tool |
| US9411071B2 (en) | 2012-08-31 | 2016-08-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of estimating rock mechanical properties |
| AU2013315927B2 (en) | 2012-09-13 | 2017-09-21 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for performing simultaneous petrophysical analysis of composition and texture of rock formations |
| BR112015015220A2 (pt) * | 2013-01-17 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services Inc | sistemas e métodos de estimativa de ângulo de mergulho de formação rápida |
| WO2015099773A1 (en) * | 2013-12-27 | 2015-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dip correction in invaded zones |
| US10295696B2 (en) | 2015-11-12 | 2019-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-component induction logging data processing in non-circular boreholes |
| WO2017160279A1 (en) * | 2016-03-15 | 2017-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multicomponent induction data processing for fractured formations |
| WO2017184122A1 (en) * | 2016-04-19 | 2017-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand-resistivity/conductivity and saturation evaluation in laminated formations with biaxial anisotropy |
| WO2017188933A1 (en) * | 2016-04-26 | 2017-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Data-quality evaluation of calculated true reservoir resistivity |
| US20190079209A1 (en) * | 2017-09-14 | 2019-03-14 | Richard Douglas Aldred | Multi-Well Resistivity Anisotropy Modeling, Used to Improve the Evaluation of Thinly Bedded Oil and Gas Reservoirs |
| CN107907913A (zh) * | 2017-11-10 | 2018-04-13 | 西南石油大学 | 一种利用成像、倾角资料校正地层电阻率的方法 |
| CN111058834B (zh) * | 2019-12-06 | 2023-05-02 | 中国石油大学(华东) | 基于瞬变多分量感应测井的各向异性地层倾角确定方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6480119B1 (en) * | 1998-08-19 | 2002-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surveying a subterranean borehole using accelerometers |
| US20040088114A1 (en) * | 2002-10-30 | 2004-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for asymptotic dipping correction |
| US20040123655A1 (en) * | 2002-09-09 | 2004-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Azimuthal resistivity using a non-directional device |
| US20050044737A1 (en) * | 2003-08-27 | 2005-03-03 | Samsung Electronics Co., Ltd. | Geomagnetic sensor having a dip angle detection function and dip angle detection method therefor |
| US20050201203A1 (en) * | 2001-04-30 | 2005-09-15 | The Regents Of The University Of California | Frequency-dependent processing and interpretation (FDPI) of seismic data for identifying, imaging and monitoring fluid-saturated underground reservoirs |
| US20050234647A1 (en) * | 2004-04-19 | 2005-10-20 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Enhanced measurement of azimuthal dependence of subterranean parameters |
| US20050278122A1 (en) * | 2004-06-15 | 2005-12-15 | Baker Hughes Incorporated | Geosteering in anisotropic formations using multicomponent induction measurements |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5157605A (en) * | 1987-04-27 | 1992-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Induction logging method and apparatus including means for combining on-phase and quadrature components of signals received at varying frequencies and including use of multiple receiver means associated with a single transmitter |
| US4837517A (en) * | 1987-07-16 | 1989-06-06 | Schlumberger Technology Corporation | Spatial frequency method and apparatus for investigating earth conductivity with high vertical resolution by induction techniques |
| US5452761A (en) * | 1994-10-31 | 1995-09-26 | Western Atlas International, Inc. | Synchronized digital stacking method and application to induction logging tools |
| US5999872A (en) * | 1996-02-15 | 1999-12-07 | Kabushiki Kaisha Kobe Seiko Sho | Control apparatus for hydraulic excavator |
| US5781436A (en) | 1996-07-26 | 1998-07-14 | Western Atlas International, Inc. | Method and apparatus for transverse electromagnetic induction well logging |
| JPH11143994A (ja) * | 1997-11-07 | 1999-05-28 | Sankyo Seiki Mfg Co Ltd | カードリーダ |
| MXPA01006730A (es) * | 1998-12-30 | 2003-07-14 | Baker Hughes Inc | Determinacion de la fraccion de arena y saturacion de agua por medio de una herramienta de mapeo de la resistividad de pozos, el registro de induccion transversal y un modelo tensorial de saturacion de agua. |
| US6493632B1 (en) * | 1998-12-30 | 2002-12-10 | Baker Hughes Incorporated | Water saturation and sand fraction determination from borehole resistivity imaging tool, transverse induction logging and a tensorial water saturation model |
| US6586939B1 (en) * | 1999-12-24 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for reducing the effects of parasitic and galvanic currents in a resistivity measuring tool |
| US7190169B2 (en) * | 1999-12-24 | 2007-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for internal calibration in induction logging instruments |
| US7598741B2 (en) * | 1999-12-24 | 2009-10-06 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for internal calibration in induction logging instruments |
| US6686736B2 (en) * | 2000-08-30 | 2004-02-03 | Baker Hughes Incorporated | Combined characterization and inversion of reservoir parameters from nuclear, NMR and resistivity measurements |
| US6541979B2 (en) * | 2000-12-19 | 2003-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-coil electromagnetic focusing methods and apparatus to reduce borehole eccentricity effects |
| US6618676B2 (en) * | 2001-03-01 | 2003-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Efficient and accurate pseudo 2-D inversion scheme for multicomponent induction log data |
| US6885947B2 (en) * | 2001-03-08 | 2005-04-26 | Baker Hughes Incorporated | Method for joint interpretation of multi-array induction and multi-component induction measurements with joint dip angle estimation |
| US6643589B2 (en) * | 2001-03-08 | 2003-11-04 | Baker Hughes Incorporated | Simultaneous determination of formation angles and anisotropic resistivity using multi-component induction logging data |
| US6677756B2 (en) * | 2001-08-03 | 2004-01-13 | Baker Hughes Incorporated | Multi-component induction instrument |
| JP3687649B2 (ja) * | 2002-01-15 | 2005-08-24 | セイコーエプソン株式会社 | 液体噴射ヘッドの固有振動周期測定方法、及び固有振動周期測定装置、並びに、液体噴射ヘッド、及び液体噴射装置 |
| US7205770B2 (en) * | 2004-05-07 | 2007-04-17 | Baker Hughes Incorporated | Borehole conductivity simulator verification and transverse coil balancing |
| US7319331B2 (en) * | 2004-05-07 | 2008-01-15 | Baker Hughes Incorporated | Two loop calibrator |
| US7652478B2 (en) * | 2004-05-07 | 2010-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Cross-component alignment measurement and calibration |
| US20060208737A1 (en) * | 2005-03-16 | 2006-09-21 | Baker Hughes Incorporated | Calibration of xx, yy and zz induction tool measurements |
| US7333891B2 (en) * | 2006-04-06 | 2008-02-19 | Baker Hughes Incorporated | Correction of cross-component induction measurements for misalignment using comparison of the XY formation response |
-
2007
- 2007-04-26 EA EA200802134A patent/EA014567B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-04-26 WO PCT/US2007/010229 patent/WO2007127365A2/en active Application Filing
- 2007-04-26 US US11/740,376 patent/US7657375B2/en active Active
- 2007-04-26 CA CA002650598A patent/CA2650598A1/en not_active Abandoned
- 2007-04-26 GB GB0819876A patent/GB2451974B/en active Active
- 2007-04-26 BR BRPI0711071-5A patent/BRPI0711071B1/pt active IP Right Grant
-
2008
- 2008-11-06 NO NO20084700A patent/NO343674B1/no unknown
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6480119B1 (en) * | 1998-08-19 | 2002-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surveying a subterranean borehole using accelerometers |
| US20050201203A1 (en) * | 2001-04-30 | 2005-09-15 | The Regents Of The University Of California | Frequency-dependent processing and interpretation (FDPI) of seismic data for identifying, imaging and monitoring fluid-saturated underground reservoirs |
| US20040123655A1 (en) * | 2002-09-09 | 2004-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Azimuthal resistivity using a non-directional device |
| US20040088114A1 (en) * | 2002-10-30 | 2004-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for asymptotic dipping correction |
| US20050044737A1 (en) * | 2003-08-27 | 2005-03-03 | Samsung Electronics Co., Ltd. | Geomagnetic sensor having a dip angle detection function and dip angle detection method therefor |
| US20050234647A1 (en) * | 2004-04-19 | 2005-10-20 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Enhanced measurement of azimuthal dependence of subterranean parameters |
| US20050278122A1 (en) * | 2004-06-15 | 2005-12-15 | Baker Hughes Incorporated | Geosteering in anisotropic formations using multicomponent induction measurements |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2007127365A3 (en) | 2008-04-03 |
| GB2451974B (en) | 2010-10-20 |
| NO20084700L (no) | 2009-01-22 |
| NO343674B1 (no) | 2019-05-06 |
| US20070267192A1 (en) | 2007-11-22 |
| BRPI0711071A2 (pt) | 2011-08-23 |
| BRPI0711071B1 (pt) | 2018-02-06 |
| CA2650598A1 (en) | 2007-11-08 |
| WO2007127365A2 (en) | 2007-11-08 |
| US7657375B2 (en) | 2010-02-02 |
| GB0819876D0 (en) | 2008-12-10 |
| GB2451974A (en) | 2009-02-18 |
| EA200802134A1 (ru) | 2009-06-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA014567B1 (ru) | Способ и устройство для коррекции заниженной оценки коэффициента анизотропии пласта | |
| RU2431872C2 (ru) | Применение многокомпонентных измерений в оконтуривающих геологических исследованиях глубоководных отложений | |
| US7157915B2 (en) | Combined characterization and inversion of reservoir parameters from nuclear, NMR and resistivity measurements | |
| US9274242B2 (en) | Fracture aperture estimation using multi-axial induction tool | |
| US20110254552A1 (en) | Method and apparatus for determining geological structural dip using multiaxial induction measurements | |
| EA010951B1 (ru) | Многокомпонентные индукционные измерения в толщах с косой слоистостью и слабоанизотропное приближение | |
| Mondol | Well logging: Principles, applications and uncertainties | |
| RU2326414C1 (ru) | Способ для использования прибора многокомпонентного индукционного каротажа при управлении параметрами бурения и при интерпретации результатов измерений удельного электрического сопротивления в горизонтальных скважинах | |
| US6950748B2 (en) | Methods and systems for resistivity anisotropy formation analysis | |
| WO2019133738A1 (en) | Real-time inversion of array dielectric downhole measurements with advanced search for intial values to eliminate non-uniqueness | |
| Hassall et al. | Comparison of permeability predictors from NMR, formation image and other logs in a carbonate reservoir | |
| Asquith et al. | Basic relationships of well log interpretation | |
| US9720125B2 (en) | Subterranean formation oil mobility quicklook | |
| Lesmes et al. | A multiscale radar-stratigraphic analysis of fluvial aquifer heterogeneity | |
| Fadjarijanto et al. | Three petrophysics techniques applied for the thin lamination reservoir: The impact towards significant reserve addition | |
| Al-Yaarubi et al. | Advances in tight gas evaluation using improved NMR and dielectric dispersion logging | |
| Majesta et al. | Formation Evaluation in Thin Bed Reservoirs, A Case Study from the Kutei Basin, Indonesia | |
| Kumar et al. | Measurement Of Resistivity Anisotropy For Reliable Assessment Of Hydrocarbon Saturation In Gas Saturated Sands, India: A Case Study | |
| Thakur et al. | An Integrated Petrophysical Study for deep water turbidite reservoir to improve Hydrocarbon Saturation | |
| Haji Awang Jaafar | Development of a Petrophysical Workflow for Low Resistivity Low Contrast Reservoir | |
| Goolsby et al. | An Overview of Anomalous Resistivities in Pay Zones | |
| Capone et al. | Improved Decision Making Through Optimized Data Acquisition Program in Deepwater Exploration Drilling-A Case Study from East Kalimantan | |
| Reda et al. | Precise Method Using Resistivity Imaging Tool for Estimation of High Resolution Reservoir Parameters Calibrated to Reservoir Description Tool and Nuclear Magnetic Resonance Data for Better Reservoir Characterization |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |