NO319067B1

NO319067B1 - Fremgangsmate for bestemmelse av formasjonspermeabilitet ved hjelp av et kabelverktoy

Info

Publication number: NO319067B1
Application number: NO19974134A
Authority: NO
Inventors: Ekrem Kasap
Original assignee: Western Atlas Int Inc
Priority date: 1996-09-26
Filing date: 1997-09-08
Publication date: 2005-06-13
Also published as: GB2318875B; NO974134L; GB9720150D0; NO974134D0; US5708204A; ID18555A; GB2318875A

Description

Oppfinnelsen angår elektriske kabelinstrumenter som brukes til å sample fluider som befinner seg i porerommene i den geologiske formasjonen. Mer spesielt angår oppfinnelsen fremgangsmåter for å bestemme hydrauliske egenskaper ved den geologiske formasjonen ved å tolke fluidtrykk- og fluid-strømningsmålinger foretatt ved hjelp av slike instrumenter.

Elektriske kabelinstrumenter for formasjonstesting blir

brukt til å trekke ut prøver av fluider som befinner seg i de geologiske formasjonenes porerom, og til å foreta målinger av fluidtrykk i den geologiske formasjonen. Beregninger gjort ut fra disse trykkmålingene og målingene av strømnings-hastigheten til fluidene, kan brukes til å anslå det totale fluidinnhold i en spesiell grunnformasjon.

Et typisk elektrisk kabelinstrument for formasjonstesting er f.eks. beskrevet i US-patent nr. 5,377,755 gitt til Michaels m.fl. Elektriske kabelinstrumenter for formasjonstesting blir typisk senket ned i et borehull, som gjennomskjærer den geologiske formasjonen, ved en ende av en armert elektrisk kabel. Instrumentet for formasjonstesting omfatter vanligvis en rørformet sonde som blir ført ut fra instrumenthuset og så presset mot borehullsveggen. Sonden er vanligvis forseglet på sin ytre diameter ved hjelp av et elastomert tetnings- eller pakningselement for å utelukke fluider fra selve borehullet fra å komme inn i sondens indre, når fluider blir trukket ut den geologiske formasjonen gjennom sonden. Sonden blir selektivt anbragt i hydraulisk kommunikasjon, ved hjelp av forskjellige ventiler, med prøve-kammere i instrumentet. Hydrauliske ledninger som forbinder sonden med de forskjellige prøvekammere, kan innbefatte forbindelse til en meget nøyaktig trykksensor for å måle fluidtrykket i de hydrauliske ledninger. Andre sensorer i instrumentet kan foreta målinger vedrørende det fluidvolum som har kommet inn i noen av prøvekammerene under en test av en spesiell grunnformasjon.

EP 0 698 722 A2 beskriver en fremgangsmåte for bestemmelse av permeabiliteten og formasjonstrykket i et borehull i en geologisk formasjon som har lav permeabilitet.

Egenskaper ved den geologiske formasjonen som kan bestemmes ved å bruke målinger foretatt ved hjelp av kabel-instrumentet for formasjonstesting, innbefatter formasjons-permeabilitet og statisk reservoartrykk. Permeabilitet blir bestemt ved blant annet å beregne en hastighet ved hvilken et fluid som har en kjent viskositet, beveges gjennom porerommene i formasjonen når et forutbestemt differensialtrykk blir påtrykket formasjonen. Som nevnt omfatter formasjonstestingsinstrumentet vanligvis en sensor for å ta målinger relatert til det fluidvolum kom inn i prøvekammeret, og omfatter videre en trykksensor som kan brukes til å bestemme fluidtrykket i de hydrauliske ledninger som forbinder sonden med prøvekammeret. Det er videre mulig å bestemme viskositeten til fluidet i. den geologiske formasjonen ved laboratorie-analyse av en prøve av fluidet som blir hentet fra prøve-kammeret .

Kjente fremgangsmåter for å bestemme opprinnelig reservoartrykk i den geologiske formasjonen ut fra trykkmålinger foretatt ved hjelp av elektriske kabelinstrumenter for formasjonstesting, er vanligvis tilpasset fra teknikker for analyse av trykktransienter, slik som beskrevet A.D. Van Everdingen og W. Hurst, "The Application of the Laplace Transform to Flow Problems in Reservoirs", transactions of the AIME, vol. 186,p.305, American Institute of Mining, Mechanical and Metallurgical Engineers, (1949). Den fremgangsmåte som er beskrevet i Van Everdingen og Hurst-referansen, innbefatter et borehull bringes til strømning i en forutbestemt tidsperiode, stopping av strømningen (kjent som "lukking" av borehullet) og måling av oppbygningen av formasjonstrykk i borehullet. Trykkmålingene som foretas over en tidsperiode, blir ekstrapolert ut til uendelig tid for å kunne anslå et statisk reservoartrykk. En forenklende antagelse foretatt i analysen av trykkmålinger ved ekstrapo-lering, er at fluidstrømningen gjennom den geologiske forma-sjonene vanligvis er radialsylindrisk. Hvis den tidsstørrelse som den geologiske formasjonen blir tillatt å strømme, er tilstrekkelig før "lukking" eller avslutning av strømningen for å måle trykkoppbyggingen, er denne antagelse vanligvis rimelig.

Elektriske kabelinstrumenter for formasjonstesting innfører mer typisk strømning i den geologiske formasjonen som er hemisfærisk på grunn av den begrensede størrelse av instrumentsonden i forhold til den geologiske formasjonen, og den meget begrensede tidsperiode som er tilgjengelig for systemoperatøren til å tillate instrumentet å forbli på plass og trekke ut fluid fra formasjonen. Denne tidsbegrensningen er relatert til kostnaden ved operasjonen og den økende risiko for at instrumentet vil bli fastkilt i borehullet etter hvert som den tidsperiode som det forblir i kontakt med formasjonen øker. Statiske reservoartrykk som anslås ved å bruke de sylindriske strømningsantagelser, har en tendens til å være feilaktige når fluidstrømningen i virkeligheten er hemisfærisk.

En annen ulempe ved teknikken for trykkmålingsanalyse som er kjent for elektriske kabelinstrumenter, er at de ikke utgjør pålitelige midler til å anslå formasjonspermeabiliteten og det statiske reservoartrykk mens en formasjonstest er under utvikling. De kjente fremgangsmåter krever at diagnose-tester blir utført på trykkmålingene etter at de er fullført, for å bestemme om strømningen er hemisfærisk eller sylindrisk av natur. Det finnes følgelig ingen pålitelige midler til å bestemme et passende tidspunkt for avslutning av trykk-testingen. Det ville være ønskelig å kunne bestemme en slik avslutningstid for å minimalisere den tidsperiode instrumentet er i kontakt med den geologiske formasjonen, for å minimalisere operasjonskostnadene og risikoen for at instrumentet blir fastkilt i borehullet.

De karakteriserende trekk ved den foreliggende oppfin-nelse fremgår av de selvstendige krav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen fremgår av de vedføyde uselvstendige krav.

Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte for å bestemme permeabiliteten til en grunnformasjon ved bruk av et kabelinstrument for formasjonstesting. Fremgangsmåten ombefatter måling av trykket, som funksjon av tiden, ved en sonde som er i hydraulisk kommunikasjon med den geologiske formasjonen. Tidsderiverte av det målte trykk blir beregnet. Fluid blir trukket ut fra den geologiske formasjonen ved å øke volumet til et kammer som er i hydraulisk forbindelse med sonden. I en foretrukket utførelsesform omfatter kammeret en pumpe som har et målt fortrengningsvolum og hydrauliske ledninger som forbinder pumpen med sonden. Kammerets volum blir målt med hensyn til tid, og tidsderiverte av det målte volum blir beregnet. Økning av kammerets volum blir så stanset. Fluid fortsetter å strømme inn i kammeret mens trykket blir målt. Permeabiliteten blir beregnet når det målte trykk i det vesentlige slutter å øke. Permeabiliteten blir beregnet ved å bestemme helninger av et lineært forhold av det målte trykk som funksjon av formasjonsfluidets strømningshastighet beregnet fra den tidsderiverte av volumet og den tidsderiverte av trykket.

I en foretrukket utførelsesform blir forholdet til en trykkfunksjon, som svarer til det målte trykk, bestemt med

hensyn til verdien av den tidsderiverte av trykket. Helningen av dette forholdet er relatert til komprimerbarheten av fluid som befinner seg i kammeret. Komprimerbarheten blir brukt til å forfine den opprinnelige beregningen av permeabiliteten ved å omberegne fluidstrømningshastigheten fra de tidsderiverte

av trykket og volumet.

Det vises til de vedføyde tegninger, hvor:

Fig. 1 viser en kurve over målt trykk som funksjon av fluidstrømningshastighet i den geologiske formasjonen; Fig. 2 viser en kurve over målt trykk som funksjon av den tidsderiverte av det målte trykk, brukt til å forbedre estimatet av fluidkomprimerbarhet; Fig. 3 viser en kurve over målt trykk som funksjon av fluidstrømningshastighet etter forbedring av estimatet av fluidkomprimerbarheten; Fig. 4 viser en kurve som sammenligner syntetiske trykk målinger med de aktuelle fluidtrykkmålinger; Fig. 5 viser en kurve over en alternativ fremgangsmåte til beregning av permeabilitet som kan utføres under en fluidtest; Fig. 6 viser en kurve over en alternativ fremgangsmåte til beregning av komprimerbarhet som kan utføres under en fluidtest; Fig. 7 viser en kurve over syntetiserte trykkverdier basert på permeabilitet og komprimerbarhet beregnet ved hjelp av de fremgangsmåter som er vist grafisk på figurene 5 og 6, sammenlignet med målte trykkverdier fra instrumentet; og Fig. 8 viser en kurve over en alternativ fremgangsmåte til beregning av statisk reservoartrykk som kan utføres under en fluidtest.

Et elektrisk kabelinstrument for formasjonstesting som er egnet til å ta målinger av trykk og forskjøvet fluidvolum og som blir brukt i fremgangsmåten ifølge foreliggende opp-finnelse, er beskrevet i US-patent nr. 5,377,755 gitt til Michaels m.fl. som herved inntas som referanse. Instrumentet i dette patentet blir vanligvis innført i et borehull ved en ende av en armert elektrisk kabel. Instrumentet omfatter en sonde innrettet for å bli anbragt i hydraulisk kommunikasjon med den geologiske formasjonen og forseglet fra selve borehullet ved hjelp av et tetningselement eller en "pakning", og en pumpe som er selektivt hydraulisk forbundet med sonden slik at pumpen kan trekke ut fluider fra den geologiske formasjonen gjennom sonden og selektivt tømme fluidene inn i borehullet eller inn i en prøvetank. Pumpen i instrumentet omfatter en anordning for måling av det volum som virkelig forskyves av pumpen under dens drift, og en trykksensor ved sonden for å måle fluidtrykket. Instrumentet omfatter en anordning for å overføre trykk- og pumpevolummålinger til jordoverflaten for registrering og analyse. Man vil forstå at instrumentet som er beskrevet i ovennevnte US-patent, ikke er den eneste type formasjonstestingsinstrument som kan brukes i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Hovedtrekkene ved et formasjonstestingsinstrument som brukes i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, er en anordning for å måle fluidtrykket ved sonden, og en anordning for å måle det totale fluidvolum i instrumentet mens fluidet blir trukket ut fra jord-formasjonen gjennom sonden. Både trykk- og volummålingene må refereres til det tidspunkt der hver måling blir foretatt.

Det må eksplisitt forstås at formasjonstestingsinstrumentet som skal brukes ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, ikke behøver å bruke en pumpe til å trekke fluid fra den geologiske formasjonen. Det er også mulig å forbinde sonden hydraulisk med et kammer som har et lavere indre trykk enn det statiske trykk i reservoaret slik at fluid fra den geologiske formasjonen kan strømme gjennom sonden og inn i kammeret. Det er bare nødvendig at totalvolumet av kammeret og de hydrauliske ledninger som forbinder sonden med kammeret, er kjent eller kan bestemmes nøyaktig. Den pumpen som er beskrevet i patentet til Michaels m.fl. gir visse fordeler ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, ikke minst fordi at pumpens volum kan bestemmes nøyaktig og hastigheten av økningen av pumpeforskyvningsvolumet kan styres slik at endring i fluidfasen i den geologiske formasjonen blir minimalisert eller eliminert under uttrekking av fluidet fra den geologiske formasjonen.

Analyse av trykk- og fluidvolummålingene ved hjelp av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, forutsetter at strømningen fra den geologiske formasjonen inn i sonden er tilnærmet hemisfærisk. I fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er en ligning som beskriver hemisfærisk strømning, blitt modifisert til å avspeile det faktum at sonden er forseglet mot borehullsveggen over bare en liten aksial avstand langs borehullsveggen, og at sondens indre overflate som er i kontakt med den geologiske formasjonen i seg selv ikke er hemisfærisk. Den modifiserte hemisfæriske strømningsligning som beskriver fluidstrømningen inn i sonden fra den geologiske formasjonen, er basert på D'Arcy's lov og kan uttrykkes som:

hvor qf i ligning (1) representerer den volumetriske strømningshastighet av fluider fra den geologiske formasjonen inn i sonden, P<*> representerer det statiske reservoar-fluidtrykk (grunnformasjon-fluidtrykk), og P(t) representerer trykket i sonden som funksjon av tiden t. GQ er en dimensjonløs konstant kalt den "geometriske faktor", som tar hensyn til differansen mellom "virkelig" hemisfærisk strømning og det aktuelle system som defineres av sonden og dens tetningselement. k, rA og ja representerer henholdsvis den geologiske formasjonens permeabilitet, sondens effektive radius og viskositeten til det fluid som strømmer inn i sonden. Permeabiliteten og viskositeten i strømningsligningen vil av fagfolk på området bli gjenkjent som de parametere som utgjør "mobiliteten" til fluidet i den geologiske formasjonen.

Apparatet i forannevnte US-patent måler størrelsen av volumetrisk forskyvning i sin pumpe i stedet for å måle den aktuelle volumetriske strømningshastighet ved sonden. Under pumpens inntaksslag blir fluid trukket ut ved hjelp av pumpen gjennom sonden, men fluidet som innledningsvis befinner seg i hydrauliske ledninger som forbinder sonden med pumpeinnløpet, samt fluidet som befinner seg i selve pumpen, vil bli utvidet i en viss grad ettersom pumpen skaper et trykkfall. Størrel-sen av utvidelsen som vil bli forklart nærmere, avhenger av fluidvolumet i pumpen og de hydrauliske ledninger, og av komprimerbarheten til fluidet i pumpen og ledningene. Utvidelse av dette fluidet vil forårsake en viss differanse mellom den volumetriske strømningshastighet fra den geologiske formasjonen inn i sonden (som er den identifiserte størrelse "fluidstrømningshastighet" i ligning (1)), og den volumetriske forskyvningshastighet til pumpen. Differansen mellom fluidstrømningshastigheten og den volumetriske forskyvningshastighet kan kvantifiseres som "akumulerings-hastigheten", qacr og kan beregnes ved hjelp av uttrykket:

hvor ctød representerer den volumetriske forskyvningshastig-heten til pumpen, kalt "nedtrekkingshastighet". Nedtrekkingshastigheten blir beregnet som det forskjøvne pumpevolum pr. tidsenhet. Den kan beregnes fra pumpevolummålinger som den tidsderiverte av volumet, dV/dt. Nedtrekkingshastigheten, qdd, må være kjent for å kunne utføre fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, men den behøver ikke å være konstant under en fluidtest.

Akkumuleringshastigheten, qaC, kan uttrykkes ved hjelp av komprimerbarheten til det fluid som befinner seg i de hydrauliske ledninger og i pumpen (Caya) r og det totale volum av de hydrauliske linjer og pumpen (Vsya) ved hjelp av uttrykket:

hvor dP(t)/9t representerer den tidsderiverte av det målte trykk. Uttrykket i ligning (3) for akkumuleringshastigheten, og uttrykket i ligning (1) som definerer den volumetriske

strømningshastigheten til formasjonen, kan settes inn i (2) for å generere følgende uttrykk:

Uttrykket i ligning (4) kan ordnes for å tilveiebringe følgende uttrykk:

I ligning (5) blir trykket ved sonden (som funksjon av tiden) P(t), målt ved hjelp av trykksensoren i instrumentet. Pumpeforskyvningsvolumet kan lett omformes, som tidligere forklart, til nedtrekkingshastigheten qddf og den tidsderiverte av trykkmålingen kan lett beregnes. Volumet av fluid i de hydrauliske ledninger og pumpen, Vays, kan bestemmes fra utformingen av instrumentet og pumpens forskyvningsvolum. De løsninger som genereres ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, omfatter estimater av det opprinnelig reservoartrykk, P<*>, komprimerbarheten til fluidet i de hydrauliske ledninger (C3ya) og fluidmobiliteten i den geologiske formasjonen. Trinnene for å oppnå disse løsninger vil nå bli forklart.

Det første trinn er å estimere det statiske reservoartrykk, P<*>. Fra ligning (5) kan formasjonsfluidets strømnings-hastighet, qf beregnes fra den tidsderiverte av trykk- og nedtrekkingshastigheten, qadr ved hjelp av uttrykket:

Det trykk som måles ved sonden P(t), har typisk et betydelig lineært forhold med hensyn til formasjonsstrømnings-hastigheten, qf. Dette lineære forhold har en helning, m, som er direkte relatert til fluidmobiliteten i den geologiske formasjonen ved uttrykket: og helningen, m, er også relatert til den geologiske formasjonens permeabilitet, k, ved utrykket:

Trykkavskjæringen til funksjonen i ligning (5) (der hvor formasjonsstrømningshastigheten, qf, er lik 0) vil hovedsakelig inntreffe ved det statiske reservoartrykk, P<*>. Forholdet mellom målt trykk og formasjonsstrømningshastighet kan observeres i kurven på fig. 1. Trykk- og strømnings-hastighetsmålingene er vist som individuelle punkter forbundet med en kurve 20. En lineær regresjonsanalyse av punktene på kurve 20 kan brukes til å generere en linje 22, for hvilken helningen kan beregnes. Helningen til linje 22 er relatert til fluidmobiliteten.

For å bruke det forholdet som er beskrevet i ligning (6) til å beregne strømningshastigheten i formasjonen, qf, er det nødvendig å gjøre et innledende anslag eller estimat over komprimerbarheten til det fluid som befinner seg i pumpen og de hydrauliske ledninger {Csys) . Innledende estimater kan oppnås fra egenskapene til et borefluid som befinner seg i borehullet under boringen av borehullet. Disse egenskapene er vanligvis velkjente og kan ekstrapoleres til trykk- og temperaturutstrekningen i borehullet ved den dybde hvor instrumentet befinner seg for å utføre testen. Det skal bemerkes at nøyaktigheten av den permeabilitet som beregnes ved hjelp av ligning (8) vil bli påvirket av nøyaktigheten til anslaget over komprimerbarheten. I det neste trinn i oppfinnelsen kan estimatet over komprimerbarheten forbedres. Ligning (5) kan omskrives på formen:

Et forhold mellom verdien av uttrykket på venstre side av ligning (9) (kalt "trykkfunksjonen") kan bestemmes med hensyn til den tidsderiverte av trykket, dP(t)/dt. Forholdet mellom trykkfunksjonen og den tidsderiverte av trykket er vanligvis lineært og har en helning, m, som kan bestemmes ved hjelp av uttrykket:

Den helningen som er beregnet ved hjelp av ligning (10), kan brukes til å bestemme et forbedret estimat over komprimerbarheten ved hjelp av uttrykket:

Forholdet mellom verdien av uttrykket på venstre side av ligning (9) og den tidsderiverte av trykket er vist som en kurve på fig. 2. Verdien av uttrykket er vist plottet på ordinataksen, og denne verdien bør være lik det statiske reservoartrykk P<*> når verdien av den tidsderiverte av trykket er lik null. Den forbedrede verdi av komprimerbarheten som er estimert ved bruk av ligning (11), kan så på nytt innføres i ligning (5) for å beregne et forbedret estimat over den geologiske formasjonens permeabilitet.

Forholdet mellom formasjonsstrømningshastigheten og sondetrykket, ved bruk av det forbedrede estimat av komprimerbarheten, er vist som en kurve på fig. 3. Kurve 26 forbinder de enkelte punkter fra trykkmålinger sammenlignet med verdiene av formasjonsstrømningshastighet beregnet ved bruk av det forbedrede estimat av komprimerbarheten. Linje 28 representerer den beste tilpassning av punktene, og den har en helning som tilsvarer formasjonspermeabiliteten.

Det er også mulig å kontrollere beregningen av permeabilitet og komprimerbarhet ved å sammenligne syntetiske trykkberegninger med de virkelige trykkmålinger som er foretatt ved hjelp av formasjonstestingsinstrumentet. De syntetiske trykkberegninger kan genereres ved å bruke de estimerte verdier av komprimerbarhet og permeabilitet, og de beregnede verdier av trykkderiverte. Ligning (5) representerer en lineær ligning som har to uavhengige variable og tre konstanter:

Hvor konstantene a, b og c er:

Multivariabel lineær regresjon kan brukes til å beregne verdier av P(t) ved hvert tidspunkt for en trykkmåling under en trykktest. Verdiene av komprimerbarhet og permeabilitet som er beregnet på denne måten, kan kontrolleres ved å beregne de syntetiske trykk. I de eksempler som er vist grafisk på figurene 1, 2 og 3, er syntetiske trykkberegninger vist på en kurve på fig. 4 sammenlignet med de aktuelle trykkmålinger. De aktuelle trykkmålingene er vist forbundet med kurve 32, og de syntetiske trykkmålinger er vist forbundet med kurve 30. Når det er betydelig overensstemmelse mellom den syntetiske kurve 32 og den målte trykkurve 30, er verdiene for permeabilitet og komprimerbarhet hovedsakelig korrekt.

I den første utførelsesform av oppfinnelsen ble fremgangsmåter for beregning av den geologiske formasjonens permeabilitet, det statiske reservoartrykk og komprimerbarheten til fluidet i instrumentet, forklart. I noen tilfeller kan det være ønskelig å foreta beregninger av disse parametre mens en formasjonstest utføres, slik at den tidsperiode som instrumentet er i kontakt med den geologiske formasjonen kan minimaliseres. Ved å foreta beregninger under selve testen, kan kvaliteten av den spesielle fluidtest sikres før instrumentet blir trukket tilbake fra kontakt med formasjonen og beveget til en annen posisjon i borehullet.

Ligning (8), som brukes til å beregne formasjons-permeabilitet, kan omordnes for å tilveiebringe en beregning over formasjonspermeabiliteten for hvert enkelt målt trykk og volum:

Hvis ligning (14) ble brukt direkte til å beregne permeabiliteten, ville eventuell "støy" i trykk- og volummålingene føre til forskjeller i permeabilitetsberegningene. Det bør også være tydelig, ved å se på kurven på fig. 3, at på et "punkt for punkt"-grunnlag ville det bli beregnet en for-skjellig permeabilitet for "nedtrekkingsdelen" av en test og "oppbygningsdelen" av testen. "Nedtrekkingsdelen" av testen er når pumpen øker i volum, og "oppbyggingsdelen" av testen er når pumpen har sluttet å øke i volum, og det målte trykk øker når fluider strømmer fra den geologiske formasjonen inn i det totalvolum som defineres av de hydrauliske ledninger og pumpen.

For å forbedre påliteligheten til beregningen av permeabilitet under en test, kan det brukes en teknikk for veid, løpende gjennomsnitt. Ligning (14) kan modifiseres for å beregne det veide, løpende gjennomsnitt av hver trykkmåling som vist i uttrykket:

hvor n representerer det totale antall trykk- og volumdata-sampler som er oppnådd opp til tiden t. n ville derfor øke etter hvert som tiden t øker. Et resultat av permeabilitets-beregning under testing er vist i kurven på fig. 5. Kurve 40, som forbinder de individuelt beregnede verdier av permeabilitet, viser hurtig konvergens til den endelige beregnede verdi av permeabiliteten på omkring 10 millidarcies.

Det er også mulig å bruke teknikken med veid løpende gjennomsnitt til å anslå komprimerbarhet under testen. Ligning (8) kan omordnes for å tilveiebringe en beregning av komprimerbarheten ved hvert målt trykk og volum: og det veide løpende gjennomsnitt av komprimerbarheten som er beregnet for hver måling, kan bestemmes ved hjelp av følgende uttrykk:

Et diagram over de resulterende beregninger av komprimerbarhet kan betraktes under henvisning til fig. 6. Kurve 42 som forbinder de individuelle beregninger av komprimerbarhet, viser konvergens ved omkring 6,8 x 10~<6> psi<-1>. For å bekrefte resultatet av permeabilitetsberegningen og komprimerbarhets-beregningen kan en numerisk simulering av trykkmålingene foretas, som beskrevet i A. Samaha m.fl. "Near Wellbore Permeability and Damage Measurements: Experiments and Numerical Simulations for Interpretation of WFT Data", art. nr. 351150, Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX

(1996). Resultatene av en slik simulering er vist sammenlignet med målte trykkdata i diagrammet på fig. 7. De målte trykk er forbundet med kurve 44, og de simulerte trykk er forbundet med kurve 4 6. Det kan konkluderes fra resultatet av diagrammet på fig. 7, at den beregnede permeabilitet og komprimerbarhet hovedsakelig er korrekt.

Det er også mulig å generere en reservoartrykk-opptegning under testen som kan tilveiebringe en pålitelig indikasjon av når testen bør avsluttes. Ligning (3) kan omordnes på formen:

Ved slutten av nedtrykningsdelen av testen (under oppbygningsdelen), når pumpevolumendringen er full, vil verdien av

F være en konstant. Tillegg av det deriverte uttrykk på høyre side av ligning (18) til trykkmålingene vil ha til virkning å forstørre trykkvariasjonene. Det målte trykk vil være tilnærmet ved det statiske reservoartrykk når det deriverte uttrykk er tilnærmet lik null. For å bruke relasjonen i ligning (18) er det ikke nødvendig å beregne nøyaktig en verdi av F fra en eksplisitt løsning på ligning (3). Det er blitt bestemt at en verdi av 10 kan tilveiebringe pålitelig indikasjon av når en formasjonstest skal avsluttes, når permeabiliteten er så lav som 0,25 millidarcies under bruk av et instrument, slik som det som er beskrevet i Michaels m.fl. <*>755-patent. Verdien av F vil avhenge av slike faktorer som sondens radius og fluidets mobilitet i den spesielle grunnformasjon. Et eksempel på en reservoartrykk-bestemmelse foretatt ved bruk av ligning (18) er vist i diagrammet på fig. 8. Kurve 48, som forbinder individuelle beregninger fra ligning (19), viser tidlig konvergens ved den endelige verdi av P<*> ved omkring 4 630 psi. Differansen mellom det målte trykk og den beregnede verdi av P<*> bør nærme seg null når testen nærmer seg et foretrukket avslutningstidspunkt. Ved den foretrukne avslutningstid, har oppbygningsperioden vart lenge nok til å estimere, på pålitelig måte, verdien av P<*>, men er ikke lenger enn at muligheten for at instrumentet blir fastkilt i borehullet, reduseres.

Claims

1. Fremgangsmåte for å bestemme permeabiliteten til en geologisk formasjon ved bruk av et instrument for formasjonstesting, omfattende følgende trinn: å måle trykk som funksjon av tid (20) ved en sonde i hydraulisk kommunikasjon med den geologiske formasjonen; å trekke ut fluid fra den geologiske formasjonen med sonden og å måle volumet av fluidet som er blitt trukket ut; å beregne tidsderivater av det målte trykket og det målte volumet av fluidet, karakterisert ved at fremgangsmåten videre omfatter følgende trinn: å bestemme permeabiliteten fra en helning av et lineært forhold (22) av det målte trykk som funksjon av en formasjonsstrømningshastighet (20), hvor formasjons-strømningshastigheten er beregnet fra den tidsderiverte av det målte volum, den tidsderiverte av det målte trykk og et innledende estimat over komprimerbarheten av et fluid, idet det innledende estimat oppnås ved å ekstrapolere en kjent fluidkomprimerbarhet i et borehull med en borehullstrykk- og temperatur-verdi ved formasjonstestingsinstrumentet.

2. Fremgangsmåte ifølge til krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter følgende trinn: å trekke ut fluidet fra den geologiske formasjonen ved å øke et volum av et kammer i hydraulisk kommunikasjon med sonden; å beregne formasjonsstrømningshastigheten fra et tidsderivat av et målt volum av kammeret; å beregne komprimerbarheten til et fluid som befinner seg i kammeret ved å bestemme en helning for et lineært forhold mellom en trykkfunksjon og den tidsderiverte av trykket; og å omberegne permeabiliteten ved å bruke den beregnede komprimerbarhet til å korrigere helningen av forholdet mellom det målte trykk og formasjonsstrømningshastigheten.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at den videre omfatter: å bestemme et statisk fluidtrykk i den geologiske formasjonen ved å bestemme en avskjæring av det lineære forhold mellom det målte trykket og formasjonsstrømningshastigheten.

4. Fremgangsmåte i henhold til krav 3, karakterisert ved at den videre omfatter: å beregne det statiske fluidtrykk ved hvert tidspunkt hvor trykket blir målt ved å tilføye en andel av den tidsderiverte av det målte trykk til verdien av det målte trykk.

5. Fremgangsmåte i henhold til krav 4, karakterisert ved at den videre omfatter: å bestemme et tidspunkt for å trekke tilbake sonden fra hydraulisk kommunikasjon med den geologiske formasjonen ved å bestemme når en differanse mellom det beregnede statiske reservoartrykk og det målte trykk er hovedsakelig lik null.

6. Fremgangsmåte i henhold til krav 2, karakterisert ved at den videre omfatter følgende trinn: å bestemme en komprimerbarhet for et fluid som befinner seg i kammeret ved å bestemme en helning av et lineært forhold mellom en trykkfunksjon og den tidsderiverte av trykket; og å bestemme på nytt permeabiliteten ved å bruke den beregnede komprimerbarhet til å korrigere helningen av forholdet mellom det målte trykk og formasjonsstrømnings-hastigheten fra det målte volum av kammeret.

7. Fremgangsmåte i henhold til et av kravene 1, 2 og 5, karakterisert ved at den videre omfatter: å beregne permeabiliteten for hvert tidspunkt ved hvilket trykket og volumet blir målt, hvor permeabiliteten blir beregnet ved hjelp av et veid, løpende gjennomsnitt.

8. Fremgangsmåte i henhold til krav 7, karakterisert ved at den videre omfatter: å sammenligne den permeabilitet som er beregnet fra det veide, løpende gjennomsnitt med permeabiliteten som er beregnet fra helningen av det lineære forhold, for derved å bestemme et tidspunkt ved hvilket sonden bør trekkes ut av hydraulisk kommunikasjon med den geologiske formasjonen.

9. Fremgangsmåte i henhold til krav 1 eller 2, karakterisert ved at den videre omfatter: å beregne komprimerbarheten for hvert tidspunkt ved hvilket trykket og volumet blir målt, hvor komprimerbarheten blir beregnet ved hjelp av et veid, løpende gjennomsnitt.

10. Fremgangsmåte i henhold til krav 9, karakterisert ved at den videre omfatter: å sammenligne den komprimerbarhet som er beregnet fra det veide, løpende gjennomsnitt med komprimerbarheten som er beregnet fra helningen av det lineære forhold, for derved å bestemme et tidspunkt ved hvilket sonden bør trekkes ut av hydraulisk forbindelse med den geologiske formasjonen.

11. Fremgangsmåte i henhold til krav 2, karakterisert ved at den videre omfatter: å estimere den innledende komprimerbarheten av fluidet ved å ekstrapolere en kjent komprimerbarhet av et fluid som innledningsvis befinner seg i sonden og hydrauliske ledninger som forbinder sonden med kammeret.

12. Fremgangsmåte i henhold til krav 11, karakterisert ved at den videre omfatter: å stanse økningen av kammerets volum.

13. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1, 2, 11 og 12, karakterisert ved at den videre omfatter følgende trinn: å bestemme en komprimerbarhet for et fluid som befinner seg i kammeret ved å bestemme en helning av et lineært forhold mellom en trykkfunksjon og den tidsderiverte av trykket; å beregne en øyeblikkelig komprimerbarhet av fluidet for hvert tidspunkt ved hvilket trykket og volumet blir målt; å omberegne komprimerbarheten ved å generere et veid, løpende gjennomsnitt av de øyeblikkelige komprimerbarheter; og å sammenligne komprimerbarheten som er beregnet fra helningen av det lineære forhold med den omberegnede komprimerbarhet.

14. Fremgangsmåte for å bestemme permeabiliteten i en geologisk formasjon ved bruk av et kabelinstrument for formasjonstesting, omfattende følgende trinn: å måle trykk (20) som funksjon av tid ved en sonde i hydraulisk kommunikasjon med den geologiske formasjonen; å trekke ut fluid fra den geologiske formasjonen med sonden og å måle volumet som er blitt trukket ut, karakterisert ved at fremgangsmåten videre omfatter følgende trinn: å generere et innledende estimat over komprimerbarheten til et fluid, idet det innledende estimat oppnås ved å ekstrapolere en kjent fluidkomprimerbarhet i et borehull med en borehullstrykk- og temperatur-verdi ved instrumentet; å beregne tidsderivater av det målte trykk og det målte volum ved hvert tidspunkt for hvilket trykket og volumet blir målt; og å beregne en øyeblikkelig permeabilitet fra tids-derivatene ved hvert tidspunkt for hvilket trykket og volumet blir målt, og fra det innledende estimat over komprimerbarheten .

15. Fremgangsmåte i henhold til krav 14, karakterisert ved at den videre omfatter følgende trinn: å trekke ut fluidet fra den geologiske formasjonen ved å øke et volum av et kammer i hydraulisk kommunikasjon med sonden; og å beregne formasjonsstrømningshastigheten beregnet fra et tidsderivat av et målt volum av kammeret.

16. Fremgangsmåte i henhold til krav 14 eller 15, karakterisert ved at den videre omfatter: å beregne permeabiliteten ved å generere et veid, løpende gjennomsnitt av de øyeblikkelige permeabiliteter.

17. Fremgangsmåte i henhold til krav 15 eller 16, karakterisert ved at den videre omfatter: å generere det innledende estimat over komprimerbarheten av et fluid som innledningsvis befinner seg i sonden og hydrauliske ledninger som forbinder sonden med kammeret.

18. Fremgangsmåte i henhold til et av kravene 15-17, karakterisert ved at den videre omfatter følgende trinn: å beregne en øyeblikkelig komprimerbarhet av et fluid i kammeret for hvert tidspunkt ved hvilket trykket og volumet blir målt, og å beregne en komprimerbarhet av fluidet ved å generere et veid, løpende gjennomsnitt av de øyeblikkelige komprimerbarheter.