NO321463B1 - Fremgangsmate og innretning for evaluering av geologiske formasjoner - Google Patents

Description

Billig og stabil produksjon av hydrokarboner er viktig for opprettholdelse av det moderne samfunn. I lys av en begrenset hydrokarbonforsyning i verden kreves det en kontinuerlig forbedring ved evaluering av geologiske formasjoner og utvin-ning av hydrokarboner for å holde energikostnadene lave. Denne kontinuerlige etterspørsel etter forbedringer krever gjennombrudd i brønnloggingsteknologien. Forbedrede formasjonsdata-logger muliggjør mer nøyaktige forutsigelser om hvor produserbare hydrokarboner kan finnes og øker ytelsen på disse steder. Tidligere forbedringer på feltet hydrokarbonbrønn-logging innbefatter induksjons- og resistivitets-sonder, akustiske sonder og nukleære sonder.

Bestemmelsen av om en spesiell geologisk formasjon inneholder produserbare hydrokarboner kan være uhyre komplisert. Innledningsvis må det bestemmes hva, om noe, en undergrunnsformasjon inneholder. Hvis den inneholder fluid, må det bestemmes om dette fluidet er vann, hydrokarboner, eller begge deler. En vanskelighet man støter på i hydrokarbonindustrien, er dens behov for å utvinne en hydrokarbonstrøm fra undergrunnen som inneholder bare en begrenset forsy-ning av vann eller brakkvann. Selv om et område inneholder tilstrekkelig hydrokarboner, kan dermed for mye vann gjøre det uegnet for produksjon. Resistivitetssonder har vært nyttige for å bestemme om vann er tilstede i en hydrokar-bonrik formasjon. Bare forekomsten av undergrunnsvann gir imidlertid ikke noe fullt bilde av om der finnes produserbare hydrokarboner. Dette avhenger også av beskaffenheten av det detekterte vann. Resistivitetssonder er derfor ikke ideelle fordi de bare indikerer forekomst av vann og ikke kan indikere dets mobilitet. Når undergrunnsvann kommer opp gjennom et borehull sammen med de utvinnbare hydrokarboner, er det kjent som fritt, bevegelig eller reduserbart. Når derimot undergrunnsvannet forblir nede i hullet på produksjonstidspunktet, er det kjent som bundet, ubevegelig eller ureduserbart. Hvis man derfor ikke kan bestemme mobili-teten til undergrunnsvannet, blir mange potensielle produserbare hydrokarbonso-ner med høy ureduserbar vannmetning forbigått på grunn av frykt for alt for stor vannproduksjon.

En teknologi som har vist seg nyttig i moderne formasjonsevaluering, er nukleær magnetisk resonans-teknologi (NMR-teknologi). Slik NMR-teknologi er benyttet i EP 0367494 A2, hvor det angis teknikk med bestemmelse av egenskaper hos kjerneprøver fra en formasjon som omgir et borehull. Her analyseres som basis for kalibrering, NMR-målinger basert på amplitude for forskjellige bergartstyper. Også US 5,023,551 oppviser en anordning og en fremgangsmåte med bestemmelse av kjernemagnetiske resonansegenskaper i en geologisk formasjon som omgir et borehull, og det benyttes loggeinnretninger.

NMR-teknologien bidrar til styring av vannproduksjonen og identifisering av driv-verdige soner med høy ikke-reduserbar (eller bundet) vannmetning. En slik NMR-sonde er MRIL<®->sonde av C-typen, vist på fig. 1. Også vist i et borehull 150. MRIL<®->apparatet er en sentralisert innretning som inneholder en permanent mag-net og en radiofrekvent (RF) pulsgenerator (ikke vist). Det viste apparatet har en ytre diameter 110 på 6" og en lengde på omkring 50'. En slank versjon av sonden (ikke vist) har en ytre diameter på 4,5". I et 8" borehull 150 er undersøkelsesdyb-den til MRIL<®> 4 tommer. Sondens permanentmagnet genererer et magnetfelt på 2500 gauss (5000 ganger styrken av jordens magnetfelt) med en feltgradient på 17 gauss/ centimeter. Når tilfeldige hydrogrenkjerner vekselvirker med de påtrykte magnetfelter, blir det frembrakt målbare signaler. Permanentmagnetens primærfelt innretter hydrokarbonkjernene i en retning. Sonden bruker så sin radiofre-kvens-generator til å pulse et annet magnetfelt perpendikulært til permanentmagnetens primærfelt. Denne RF-generatoren opererer ved Larmor-frekvensen for å rotere kjernene 90° med hensyn til den innretting som induseres av permanent-magneten. Etter at RF-pulsen er slått av, avfases eller forstyrres kjernene gradvis, noe som gjør at signalet dør hen. MRIL<®> opererer på tre nærliggende frekvenser som forbedrer signal/støy-forholdet og øker loggehastigheten. Den tiden som kjernene bruker til å avfase fullstendig, er kalt T2-tiden, og den tid som kjernene behøver for å vende tilbake til sine opprinnelig innrettede posisjoner, er kalt T1-tiden. T2-tiden er kortere enn T1-tiden og er blitt valgt som den tid som måles av den aktuelle MRIL<®->sonden av C-type.

Denne T2-tiden varierer fra en hydrogenkjerne til en annen avhengig av hydrogenets posisjon i formasjonen. Når hydrogenet befinner seg nær en under-grunnsbergartflate, omfatter det ubevegelig eller bundet vann. Overflatespenning holder dette vannet ved bergartoverflaten og får vannet til å forbli nede i hullet. Når dette bundne fluidet blir påvirket av magnetfeltet til en NMR-sonde, får bergarten det bundne vann til å ha en kortere T2-tid. Bevegelig vann derimot befinner seg i en masse og ikke på bergartoverflaten. T2-tiden for dets hydrogen blir dermed upåvirket av en bergarts overflate og har dermed lenger varighet. På denne måten kan bevegelig vann skjelnes fra ubevegelig vann basert på deres respek-tive T2-tider.

Fig. 2 er en graf som illustrerer T2-data. T2-data har to viktige aspekter, kjent som T2-fordelingen 200 og T2-avskjæringen 210. T2-avskjæringen 210 se-parerer den effektive porøsitet i ikke-reduserbar porøsitet 220 og bevegelig porøsi-tet 230. Med andre ord er T2-avskjæringen delelinjen mellom det bundne og det frie undergrunnsvann. Derimot T2-fordelingen brukt til å beregne en fordeling av porøsitetskomponenter som en funksjon av deres T2-tider. I T2-fordelingen gir dermed summen av alle porøsiteter hvis T2-tid er mindre enn T2-avskjæringen, NMR-massevolumet for ikke-reduserbart vann (MBVI). Summen av alle porøsite-ter hvis T2-tid er større enn T2-avskjæringen, tilveiebringer på liknende måte den NMR-bestemte frie fuidindeks (MFFI). Den NMR-bestemte effektive formasjonspo-røsitet (MPHI) blir så funnet ved å addere MBVI og MFFI. T2-avskjæringen behø-ver imidlertid ikke å bli utledet fra T2-fordelingen. Selv om T2-fordelingen ved en spesiell dybde dermed kan utledes ved hjelp av avlesningene fra en NMR-sonde, krever bestemmelsen av T2-avskjæringen for en kjerneprøve på dette tidspunkt laboratorieanalyse. Foruten porøsiteter tilveiebringer NMR-målinger også bedre estimater av formasjonspermeabiliteter enn hva som kan utledes fra konvensjo-nelle logger.

Likevel er tidligere kjente NMR-måleteknikker bekreftet med betydelige ulemper. F.eks. kan T2-avskjæringstiden variere betydelig langs lengden av et borehull. Teknikkens stand overså slike variasjoner og kom fram til et enkelt T2-avskjæringspunkt ved å midle T2-avskjæringstidene fra et antall kjerneprøver tatt fra borehullsveggen. Fagfolk på området ville foretrekke en mer nøyaktig fremgangsmåte til bestemmelse av T2-avskjæringstidene. En mer nøyaktig fremgangsmåte vil gjøre det mulig å forfine geologisk formasjonsevaluering slik at områder som inneholder betydelige mengder med ikke-reduserbart vann, kan produ-seres mens nærliggende områder som inneholder betydelige mengder med bevegelig vann, kan unngås. Ideelt vil en slik fremgangsmåte koste minimalt. Fremgangsmåten vil f.eks. minimalisere det antall kjerneprøver som må tas og konsoli-derer til en periode den tid som er nødvendig for kostbar produksjon.

Foreliggende oppfinnelse beskriver en fremgangsmåte for forbedret geologisk formasjonsevaluering. Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis boring av et borehull, uttagning av kjerneprøver fra borehullet der hver av kjerneprøvene er av en fremherskende bergartstype (slik som sandsten, kalksten dolomitt, osv.), bestemmelse av en T2-fordeling for en formasjonslitologi som omgir borehullet, bestemmelse av en T2-avskjæringstid for hver av kjerneprøvene, beregning av formasjonslitologien som omgir borehullet, og estimering av en variabel T2-avskjæringstid basert på formasjonens litologi. Denne fremgangsmåten innbefatter fortrinnsvis bruk av en NMR-sonde i borehullet, og kan benytte enten en lineær eller ikke-lineær løsning til å bestemme de variable T2-avskjæringstider. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er definert nøyaktig i det vedføyde patentkrav 1. Foretrukne utførelsesformer av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkravene 2-7.

Foreliggende oppfinnelse angår også en innretning som bestemmer variable T2-avskjæringstider. En slik innretning innbefatter en anordning for å kombinere data fra en nukleærmagnetisk resonans-sonde med andre datalogger for å gi en kombinert litologilogg, og en anordning for å utlede variable T2-avskjæringstider basert på de kombinerte litologilogger og kjente T2-avskjæringsverdier,

enten fra kjerneprøver eller ut fra tidligere kunnskap. Avhengig av karakteristik-kene til den formasjon som analyseres, kan en slik innretning benytte enten en lineær eller en ikke-lineær korrelasjon til å utlede de anslåtte variable T2-avskjæringsverdier. Innretningen ifølge foreliggende oppfinnelse er nøyaktig definert i det vedføyde selvstendige patentkrav 8. Foretrukne utførelsesformer av innretningen ifølge oppfinnelsen fremgår av de vedføyde uselvstendige kravene 9-12.

Foreliggende oppfinnelse omfatter således en kombinasjon av egenskaper og fordeler som gjør det mulig å overvinne forskjellige problemer med tidligere kjente innretninger. De forskjellige karakteristikker som er beskrevet ovenfor, samt andre egenskaper, vil lett oppdages av fagfolk på området ved lesing av den føl-gende detaljerte beskrivelse av de foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen, og under henvisning til de vedføyde tegninger.

For en mer detaljert beskrivelse av den foretrukne utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, vises det nå til de vedføyde tegninger, hvor: Fig. 1 er en illustrasjon av en NMR-innretning nede i et borehull; Fig. 2 er en graf som skisserer et eksempel på et par bestående av en T2-fordeling og T2-avskjæringstid; Fig. 3 er en illustrasjon av et borehull boret i samsvar med foreliggende oppfinnelse; og Fig. 4 er et flytskjema som illustrerer den foretrukne rekke med trinn for utledning av anslåtte variable T2-avskjæringer. Fig. 3 er en forenklet oversikt over et borehull 310 som er boret gjennom en sammensatt litologi 300. Den sammensatte litologi 300 kan være hetrogen og sammensatt av flere bergartstyper. F.eks. kan borehullet 310 gjennomskjære en første dybde 320 svarende hovedsakelig tii kalksten, en annen dybde 330 svarende hovedsakelig til dolomitt, og en tredje dybde 340 svarende hovedsakelig til sandsten. Fig. 3 viser også tre kjerneprøve-steder 325, 335 og 345. Hvis oljesel-skapet har tidligere kunnskap om T2-avskjæringen for en slik enkel litologi, er det ikke noe behov for å ta ut kjerneprøver. Hvis ikke blir kjerneprøver anbefalt for bedre totalt anslag av T2-avskjæring. Ved boring av borehullet 310 registrerer vanligvis en operatør ved overflaten 315 en slamlogg (ikke vist). Som kjent på området er en slamlogg en registrering av informasjon utledet fra en undersøkelse av borefluid og borkutt fra formasjonen. Som sådan er bergartssammensetningen ved enhver spesiell dybde vanligvis allerede registrert. Når bergartslitologiene er komplekse, kan den vertikale sammensetning av borkuttene endre seg opp til hver halve fot. Sammensetningen av undergrunnsbergarten ved en spesiell dybde som er registrert på denne måten ved hjelp av siamloggen, kan trygt anses å strekke seg en kort avstand utover borehullsveggen. Foreliggende oppfinnelse kombinerer derved informasjon om litologien, T2-avskjæringsdata og T2-fordelingsdata for å

utlede en mer nøyaktig prediksjon om hydrokarbon-produserbarheten ved en spesiell dybde. Som sådan kan den foreliggende oppfinnelse indikere forekomsten av produserbart hydrokarbon i områder som tidligere ble antatt å være magre. Denne forbedrede nøyaktighet er videre basert på datainnsamling og prosedyrer som i

stor grad allerede var nødvendig ifølge teknikkens stand.

Fig. 4 viser en fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse for å øke den nøyaktighet med hvilken hydrokarbonindustrien kan forutsi om en formasjon inneholder produserbare hydrokarboner. Innledningsvis blir et borehull boret ved trinn 400. En slamlogg blir vanligvis registrert når et borehull bores. Siamloggen kan brukes til å bestemme sammensetningen av undergrunnslitologien. Tilsvarende er der en generell indikasjon på formasjonens bergartstype ved en tilsvarende dybde. Ved trinn 410 blir en enkelt kjerneprøve tatt for hver bergartstype som kan være tilstede i undergrunnsformasjonen. Hver kjerneprøve bør være av en ren bergartstype, eller så nær ren som mulig (et minimum på 80% renhet er ønskelig). Som vist på fig. 3, bør derfor en første kjerneprøve 325 tilsvarende en første bergartstype, tas ved en første dybde 320, en annen kjerneprøve 335 svarende til en annen bergartstype bør tas ved en annen dybde 330, og en tredje kjerneprøve 345 svarende til en tredje bergartstype bør tas ved en tredje dybde 340. Siden bestemmelsen av T2-avskjæringstider vanligvis krever laboratorieanalyse, bør hver kjerneprøve så overleveres et laboratorium for bestemmelse av T2-avskjæringstiden ved trinn 420. Denne laboratorieanalysen kan også innbefatte en samling av punkt-telledataene for å indikere den nøyaktige litologi for hver kjerne-prøve.

T2-fordelinger og MPHI bør også samles inn ved trinn 420. Dette krever vanligvis innføring av en NMR-sonde i borehullet 310, slik som den MRIL<®->sonden som er vist på fig. 1. Som allerede forklart kan MPHI oppnås fra T2-fordelingen. T2-fordelingen blir funnet fra et ekkotog som blir frembrakt ved hendøingen av hydrokarbonkjernene. En kompleks analyse av ekkotoget blir utført ved å uttrykke det n.te ekko (En) som en eksponensialrekke: hvor i = 1, 2,..., 8 og hvor T2\ = 2,<+1> millisekunder er T2-tider. Løsing av T2-systemet i ligningen gir en fordeling av de porøsiteter som er tilknyttet de valgte T2-tider. Ved bestemmelse av MBVI, MFFI, og MPHI kan formasjonspermeabilti-ten (K) utledes fra Coate's ligning:

hvor C er et uttrykk som avspeiler korrelasjonen mellom porehalsen og porestør-relsen i bergarten. Alternativt kan det benyttes andre uttrykk for formasjonsperme-abilitet.

Dette er også en hensiktsmessig tid for innsamling av data fra andre logge-sonder i borehullet, slik som induksjons- og resistivitets-sonder, akustiske sonder og nukleære sonder. Ved å bruke MPHI og de andre tilgjengelige funksjonsmodel-ler for loggerespons i åpne og forede hull, kan formasjonsiitologien beregnes ved trinn 430. Bruken av MPHI som en tilleggsvariabel ved utledning av formasjonsiitologien, forbedrer nøyaktigheten av de resulterende logger. Utledningen av formasjonslitologi ved diskrete dybder i formasjonen, gjøres ved å danne et system av ligninger, å sammenligne de aktuelle logger med de teoretiske logger, og å an-vende velkjente feilminimeringsteknikker. For å evaluere presisjonen av overenss-temmelsen mellom de opprinnelige logger og de rekonstruerte logger, blir x-kvadratet av differansen mellom logger beregnet. Ved denne metoden kan det anvendes veiefaktorer på loggedataene og geologiske og petrofysiske begrensninger kan påføres. Denne løsningen øker viktigheten av MPHI og utleder følgelig den endelige løsning. Den anvendte algoritme er basert på den samtidige optima-lisering av en modell f(X,P) innenfor en sone ved et dybdenivå s. Inkoherensfunk-sjonen som skal optimaliseres, er definert som:

hvor MPHI er inngangslogg-verdiene (Ys,i) og

Ys,i = verdien av brønnlogg i ved nivå s

f, = sonderesponsfunksjon for brønnlogg i

Xs = vektor for variable (porøsitet, osv.)

P = sett med innledende antatte parametre som skal optimaliseres as,i = feil på brønnlogg i Muverdien av brønnlogg i ve nviå

M = antall logger pluss begrensninger

N = antall dybdenivåer i sonen

Trinn 440 krever estimering av variable T2-avskjæringer. Selv om de aktivi-teter som der spesifisert ved trinn 420 har beregnet T2-fordelingene for hele bore-hullets lengde og T2-avskjæringspunktene er blitt fastslått for hver av kjerneprø-vene, er T2-avskjæringstidene ikke blitt fastslått før trinn 440 for noen dybde mellom to gitte kjerneprøver. For å løse dette og utlede en nøyaktig forutsigelse ved-rørende dybden og posisjonen til produserbare hydrokarboner, må det utledes variable T2-avskjæringstider. En måte til estimering av T2-avskjæringstiden ved en spesiell dybde er i henhold til et lineært aritmetisk gjennomsnitt som innbefatter T2-avskjæringstidene for hver litologi og det tilsvarende litologivolum. Korrelasjonen har formen:

hvor

T2avskj = T2-avskjæring for formasjonen

L = totalt antall litologier (bergartstyper)

Vi = fraksjonsvolum av litologi I (beregnet ved trinn 430)

j2 avskj. <_> 72-avskjæring for litologi i

Hvis en formasjon f.eks. er sammensatt av en blanding av kalksten, sandsten og dolomitt, så kan T2-avskjæringen ved enhver dybde beregnes som:

Siden kjerneprøvene ifølge foreliggende fremgangsmåte er rene eller nes-ten rene bergartstyper, er T2-avskjæringen for rene bergartstyper allerede blitt funnet ved trinn 420.

I visse tilfeller er lineær korrelasjon ikke tilstrekkelig til å beskrive den totale T2-avskjæring. I slike tilfeller er det nødvendig med flere prøver, og en mer egnet korrelasjon må utledes. Det antas for tiden at den lineære korrelasjon ikke kan være så nøyaktig som ellers når det analyseres en kalkholdig sandavsetning. Under slike forhold er et ikke-lineært forhold for utledede T2-avskjæringstider mer riktig.

Ved forutsigelse av T2-avskjæringstidene for kalkholdige sandformasjoner må T2-avskjæringstidene for alle kjerneprøvene fremdeles måles. Det er imidlertid også nødvendig å tilveiebringe data fortynne seksjoner av alle kjerneprøvene med hensyn på litologi- og mineralogi-bestemmelse. Under disse forhold antas det at den totale T2-avskjæringstid generelt er relatert til T2-avskjæringstidene for de steder som omgir litologien, ved hjelp av følgende harmoniske gjennomsnittslig-ning:

I en litologi av den ovenfor beskrevne type som inneholder kalksten, sandsten og dolomitt, antas f.eks. den ligning som brukes til å utlede denne harmoniske variable T2-avskjæring, å være:

hvor oe, p, og y avhenger av relaksiviteten til bergarten.

Selv om foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen er blitt vist og beskrevet, kan modifikasjoner av denne gjøres av en fagmann på området uten å avvike fra læren ifølge oppfinnelsen. De utførelsesformer som er beskrevet her er kun eksempler og ikke begrensende. Mange variasjoner og modifikasjoner av syste-met og apparatet er mulige, og er innenfor rammen av oppfinnelsen. F.eks. kan den ovennevnte lære tilpasses bruk i en spesiallaget eller generell datamaskin eller mikroprosessor. Beskyttelsesrammen er følgelig ikke begrenset til de utførel-sesformer som er beskrevet her, men er bare begrenset av kravene som følger, hvis ramme skal innbefatte alle ekvivalenter av det som inngår i kravene.

Claims (12)

1. Fremgangsmåte for geologisk formasjonsevaluering, hvilken fremgangsmåte omfatter å ta kjerneprøver (325; 335; 345) fra et borehull (310), hvor hver av kjerneprøvene (325; 335; 345) i overveiende grad består av én bergartstype; og hvor fremgangsmåten er karakterisert ved å bestemme en T2-fordeling for en formasjonslitologi som omgir borehullet (310) og å bestemme en T2-avskjæringstid for hver av kjerneprøvene (325; 335; 345); å kombinere data fra en NMR-sonde med andre datalogger for å beregne formasjonslitologien som omgir borehullet (310); og å anslå en variabel T2-avskjæringstid basert på formasjonslitologien.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det benyttes en kjernemagnetisk resonans-sonde (100) for bestemmelse av T2-fordelingen.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at NMR-bestemt effektiv porøsitet (MPHI) benyttes ved beregning av formasjonslitologien.

4. Fremgangsmåte ifølge ett av de foregående krav, karakterisert ved at den variable T2-avskjæringstiden anslås ved å benytte en lineær eller ikke-lineær korrelasjon på T2-avskjæringen for hver av kjer-neprøvene (325; 335; 345).

5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, karakterisert ved at den lineære korrelasjonen videre innbefatter litologi-volumet.

6. Fremgangsmåte ifølge ett av de foregående krav, karakterisert ved at den innbefatter å registrere en slamlogg, og at kjer-neprøvene (325; 335; 345) blir tatt fra borehullet (310) basert i det minste på siamloggen.

7. Fremgangsmåte ifølge ett av de foregående krav, karakterisert ved at den overveiende bergartstype i hver av kjerneprø-vene (325; 335; 345) har en konsentrasjon på mer enn omkring 80 %.

8. Innretning (310) for bestemmelse av variable T2-avskjæringstider ved geologisk formasjonsevaluering, karakterisert ved at den omfatter en anordning for å kombinere data fra en kjernemagnetisk resonans-sonde med andre datalogger for å gi en kombinert litologilogg; og en anordning for å utlede variable T2-avskjæringstider basert på den kombinerte litologiloggen og kjente T2-avskjæringsverdier, hvor de kjente T2-avskjæringsverdiene er basert på kjerneprøver fra borehullet.

9. Innretning ifølge krav 8, karakterisert ved at den er tilpasset for bruk med borehulls-kjerneprøver med renhet på minst 80 %.

10. Innretning ifølge krav 8 eller 9, karakterisert ved at den er tilpasset for bruk med borehulls-kjerneprøver med overveiende én bergartstype.

11. Innretning ifølge krav 8, 9 eller 10, karakterisert ved at utledningsanordningen benytter en lineær eller ikke-lineær korrelasjon basert på litologivolum.

12. Innretning ifølge krav 8, 9 10 eller 11, karakterisert ved at datakombineringsanordningen og utledningsanordningen er en datamaskin.