NO331447B1 - Fremgangsmate og anordning for a fastsla kjennetegnene til en geologisk formasjon - Google Patents

Abstract

Fremgangsmåte for å fastslå en geologisk formasjons egenskap som omgir en brønnboring. Fremgangsmåten omfatter først å generere et sett data som omfatter azimut og radial informasjon. Et sett parametere som er indikerend for fluidoppførsel i formasjonen bestemmes for hver av minst to azimuter fra de genererte dataene. En verktøyspesifikk invasjonsfaktor blir så bestemt. Egenskapene blir så bestemt fra parameterene, azimutinformasjonen og invasjonsfaktoren.

Description

Området for oppfinnelsen

Denne oppfinnelsen vedrører generelt undersøkelser og produksjon, og særlig en fremgangsmåte og en anordning for å fastslå kjennetegnene til en geologisk formasjon.

Beskrivelse av kjent teknologi

Geologiske formasjoners kjennetegn eller karakteristikk er av kontinuerlig interesse ved undersøkelse og produksjon av undergrunns mineralforekomster eksempelvis olje og gass. Mange egenskaper eksempelvis hydrokarbonvolum, porøsitet, litologi og permabilitet av formasjonen kan utledes fra visse målbare størrelser. Blant disse størrelsene er ikke-invadert resistivitet, utvasket sone-resistivitet og invasjonsdiameteren i en formasjon. Størrelsene måles ofte med logging under boringsverktøy ("LWD") og kabelført verktøy. Verktøyet bærer en eller flere kilder som stråler ut energi inn i formasjonen og mottakere som føler av resultatet av ustrålingen. Detektorene måler dette resultatet og overfører enten data tilbake opp hullet eller lagerer det midlertidig nede i hullet. Eksempelvis og idet dataene er oppe av hullet innføres data til en eller flere modeller for formasjonsevaluering, som er software-programmer brukt for å evaluere den geologiske formasjonen der data ble samlet fra.

Formasjonsevalueringsmodeller antar tradisjonelt sett at det er tykke lag inne i formasjonen som ligger normalt på brønnboringen. Disse lagene antas også å være homogene ikke bare i sammensetning, men i struktur i alle azimutter over brønn-boringen. Loggingsverktøy er konstruert og bygd med disse antakelsene som en føring. Disse antakelsene forenkler modellering av formasjonene, hvilket er verdifullt fra et beregningsressursperspektiv. Imidlertid begrenser de resultatenes nøyaktighet under forhold der formasjonens egenskaper avviker fra antakelsene.

Formasjonsevalueringsmodeller gir normalt liten oppmerksomhet til siden av borehullsmålingen eller om de er azimutmessig fokusert, fordi alle åpningene er antatt å være den samme. Dette er ikke et problem ved tykke lag med lagene normalt på børnnboringen, det vil si i situasjoner der formasjonsstrukturen faktisk passer med antakelsene. Men, ettersom lagvinkelen øker slik at laget ikke lenger er normalt på brønnboringen, kan informasjonen bli ganske anderledes fra en side av brønnboringen til den andre. Uten prosessering, er det umulig å oppnå nøyaktige resultater når man kombinerer fokuserte målinger (for eksempel en vaierledningdensitet-måler) og rundstrålende målinger (for eksempel kabelførte induksjonsresistivitets-målinger). Det fokuserte verktøyet reagerer på et lag mens det ikke fokuserte verktøyet reagerer på gjennomsnittet av flere lag. Den geometriske virkningen av helning må fjernes før en meningsfull prosessering kan fortsette.

Fluidfordeling er et annet området som klassiske modeller ignorerer. Ved permiable, hellende formasjoner, er inntrengning av borefluider asymmetrisk på grunn av gravitasjonsslumping av filtratet. Strengere todimensjonale tolkningsmodeller omfatter filtratinntrengning, men ignorerer hellende lag og azimutvariasjoner av inntrengningen. Azimutvariasjonene har normalt ikke betydning i vertikale brønner med lagene normalt på brønnboringen. Imidlertid blir det viktig ettersom lagene begynner å helle eller brønnen blir avveket. Slike variasjoner kan være på grunn av helning og asymmetrisk filtratinntregning.

Gravitasjonen kompliserer også en evaluering. Den segregerer inntregningsfiltrat fra formasjonsfluidene hvis det finnes en densitetsforskjell. Dette er særlig uttalt i gassoner med store densitetsforskjeller. Differensialtrykk mellom slammekolonnen og formasjonen skaper den begynnende inntrengningen, normalt på brønnboringen. Denne inntrengningen penetrerer formasjonen kun så lenge før gravitasjonen domineres ved hvilket punkt hovedandelen av filtratet begynner å strømme nedover istedenfor utover. "Nedover" trenger ikke å bety mot bunnen av hullet; det kan bety mot en av sidene av hullet, hvis det er nedoverretningen av lagdelingen. Jo høyere den vertikale permiabili-teten er, jo mer tydelig eller opplagt er denne virkningen. Det tyngre fluidet vil danne en pytt (puddle) ved det første ugjennomtrengelige laget. Denne pyttdannelsen kan oppstå på kabellogger som et tilsynelatende vannben (waterleg) ved bunnen av (base of) svært permiable gassoner, selv om disse sonene produserte tørr gass. I vertikale brønner, maskerer tynne lag med lav permiabilitet som minimaliserer segresjonen ofte virkningen. Hvis avstanden mellom er mindre enn loggingsverktøyets oppløsning, vil det da ikke være detekterbart. I tilfellet med hellende lag, er segregeringsvirkningen mer opplagt eller tydelig. Alt filtratet som forlater brønnen migrerer til slutt ned helningen, selv om filtratet forlater den øvre helningssiden av brønnboringen. Dette øker dybden av inntrengningen i en retning, og gjør det mer opplagt eller tydelig på verktøy for dypere loggingsavlesning og det danner azimutmessige variasjoner av fluidene.

Følgelig, er formasjonsevalueringer av avviksbrønner og brønner med hellende lag ofte en utfordring, særlig for gassreservoarer. Loggresponser i disse brønnene er ofte betraktet som "uforklarlige". Asymmetri, fluidfordeling og gravitasjon bidrar i en stor grad til dette problemet på grunn av at man går ut fra den klassiske, endimensjonale og todimensjonale formasjonsevalueringsmodellen. Selv kalibrering av logger til kjerne kan være vanskelig på grunn av den dramatiske forandringen fra nivå til nivå asymmetri kan forårsake.

Fra GB 2322943 fremgår det et instrument for måling av resistivitet av jordformasjoner i asimutsegmenter som omfatter asimutmessig separerte måleelektroder plassert i kontakt med veggen av en brønnboring som penetrerer jordformasjonen.

Den foreliggende oppfinnelsen er rettet mot å løse ett eller alle problemene nevnt over.

Beskrivelse av oppfinnelsen

Den foreliggende oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for å fastslå et kjennetegn for en geologisk formasjon som omgir en brønnboring. Fremgangsmåten omfatter: generere et sett data som omfatter azimut og radiell informasjon, bestemme fra dataene et sett parametere som indikerer fluidoppførsel i formasjon, for hver av minst to azimuter, bestemme minst en verktøyspesifikk invasjonsfaktor som angir andelsvolumet av invadert sone målt av et individuelt verktøy, og bestemme egenskapene fra settet med parametere, azimutinformasjonen og invasjonsfaktoren

(150). En fremgangsmåte for å fastslå egenskaper for en geologisk formasjon som omgir en brønnboring. Fremgangsmåten kan omfatte omfatter først å generere et sett data som omfatter azimutmessig og radiell informasjon. Et sett parametere som indikerer fluidoppførselene i formasjonen bestemmes for hver av minst to azimuter fra de genererte data. En inntrengningsfaktor som er spesifikk for verktøyet blir så bestemt. Egenskapene blir så bestemt fra parameterene, azimutinformasjonen og inntrengningsfaktoren.

Kort beskrivelse av tegningene

Oppfinnelsen kan forstås med henvisning til den følgende beskrivelse sett i sammenheng med de vedlagte tegninger der like henvisningstall viser til like elementer og der: figur 1 illustrerer en spesiell utførelsesform av fremgangsmåte praktisert i henhold til den foreliggende oppfinnelse;

figur 2 er et skjematisk diagram, delvis i blokkform, av en LWD anorndning i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen, vist tilknyttet en borestreng som er hengt opp i et borehull av en vanlig borerigg;

figur 3 beskriver densitets og nøytronradiell responsfunksjon for fluidinntrengning i en gassfylt formasjon;

figur 4A-4B beskriver nøytronens responsfunksjon der det finnes en "tåredrypp"

("teardrop") inntrengning av fluid inn i gassreservoaret;

figur 5A sammenligner densitets og nøytronsradiell responsfunksjoner og RAB™ responsfunksjoner;

figur 5B sammenligner radielle responsfunksjoner for densitets og nøytron sammenlignet med ARC475™ faseresistiviteter;

figur 6 illustrerer valgte resistiviteter;

figur 7 illustrerer en annen valgt resistivitet;

figur 8 illustrerer valgte opp og ned densitetsdata og azimutmessig RAB™ og azimutdensitetdata; og

figur 9 illusterer en presentasjon av sluttresultatene av et utførelseseksempel.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen

Figur 1 viser en fremgangsmåte 100 utført i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Fremgangsmåten er en fremgangsmåte for å fastslå egenskaper for en geologisk formasjon som omgir en brønnboring. Generelt sett kombineres azimutmessig og radielle data for å bestemme nøyaktige verdier for egenskaper eksempelvis porøsitet, vannmetning og mineralogi.

Nå med henvisning til figur 1, fremgangsmåten 100 begynner ved trinn 110 ved å generere et sett data som omfatter azimutmessig og radiell informasjon. I en spesiell utførelsesform, mer utførlig beskrevet under, oppnås denne informasjonen ved å rotere et LWD verktøy gjennom brønnboringen i den sonen man er interessert i inne i den geologiske informasjonen. Verkøyet omfatter azimutmessig densitet og nøytronkilder og en resistivitetskilde og passende mottakere. Densiteten og nøytronkildene og mottakerene genererer densitet (ps) og porøsitet ( tyN) data. Resistiviteten ved kilden ved borekronen genererer resistivitetsdata. De dataene som kommer av et resultat av verk-tøyets målinger sendes tilbake opp hullet for videre prosessering.

Imidlertid er oppfinnelsen ikke begrenset av dette. Enkelte omgivelser kan antyde eller foreslå flere eller færre kildetyper. Alternative utførelsesformer kan også for eksempel inneholde de følgende variasjoner;

verktøyet trenger ikke nødvendigvis å være montert på en boretstreng

og kan rett og slett slippes ned i brønnboringen under opphør av bore-aktiviteter;

data som er et resultat fra verktøyets målinger kan lagres for etter-prosessesering istedenfor at de sendes tilbake opp hullet;

dataene kan prosesseres nedhulls

et verktøy som bærer en rekke av typer kilder innrettet radielt om

verktøyet trenger ikke nødvendigvis å bli rotert; og

flere separate verktøy der hvert bærer kun en kildetype med passende mottakere, kan bli brukt istedenfor et enkelt verkøty som bærer begge. Disse og andre variasjoner kan blir brukt i forskjellige alternative utførelsesformer.

Tilbake til figur 1, fremgangsmåten 100 fortsetter til trinn 120, for å bestemme fra settet med data et sett, et sett parametere som indikerer fluidets oppførsel i formasjonen på hver enkelt av minst to azimutter. Eksempelparametere omfatter, men er ikke nød-vendigvis begrenset til, ikke-inntrengt resistivitet (non-invaded resistivity) (eller, virkelig resistivitet, Rt), en spylt soneresistivitet (flushed zone resistivity) (Rxo), og inntregnings-diameter (Di). Eksempelazimuter kan omfatte opp, ned, venstre og høyre, i forhold til toppen av borehullet. Denne parameterbestemmelsen kan være i sanntid eller i post-prosessesering. I en spesiell utførelsesform, blir dataene overført opphulls og ført inn i en datamaskin. Datamaskinen er programmert med en formasjonsevalueringsmodell som modellerer formasjonen i henhold til trinnene 120-150. Følgelig, blir trinnene 120, og etterfølgende trinn i fremgangsmåten 100 utført av en datamaskin og kan være utført med passende instruksjoner kodet på et datamaskinleselig programlagringsmedie.

Parameterenes virkelige resistivitet (Rt), spylt soneresistivitet (Rxo), porøsitet (<t>), og diameter for inntrengning (Di) er betraktet som eksempler på grunn av at de alle er sterkt indikerende på fluider rundt brønnboringen. Hvis inntrengningen er dyp, kan ringresistivitet tilføres for å bidra ved bestemmelsen av Rt. Antakelsen som trengs for å kombinere disse dataene er at verdiene Rt og Rxoikke forandrer seg med azimuten i en geologisk sone. I retningen for dyp inntrengning, har grunne resistivitetsmålinger - de som er hovedbidragsyterene til Rxo- et ubetydelig signal å arbeide med; mens dyp-inntrengning kan overvelde dypresistivitetsmålinger som blir brukt for å beregne Rt. I retningen for grunn inntrengning, kan det være at det ikke er nok spylt sonesignal for å beregne et gyldig Rxo, mens det finnes mer enn nok signal for å beregne Rt.

Dette trinn 120 tillater stor variasjon. Dagens teknologi vil generelt kreve en implementering i hvilket disse parameterene vil bli bestemt for hver azimut separat eller samtidig. Imidlertid, finnes det ingen uoverstigelig teknologiske barrierer for å imple-mentere en utførelsesform hvori alle faktorene for azimutene løses samtidig. Alle slike begrensninger er praktiske, eksempelvis kostnader. I en spesiell utførelsesform, blir parameterene sann resistivitet (Rt), spylt soneresistivitet (Rxo) og inntrengningsdiameter (Di) bestemt ved å utføre en inntrengning på en delmengde data generert i boks 110 ved bruk av kjente fremgangsmåter. Mer spesifikt, blir disse parameterene bestemt ved å utføre en inversjon på dataene generert ved resistiviteten ved borekronekilde/mottaker-kombinasjonen. Inversjonen påføres separat data fra opp, ned, venstre og høyre. Også i denne spesielle utførelsesformen, bestemmes porøsitet (<t>) fra dataene generert av nøytron, densitet mottaker/kildekombinasjoner.

Følgelig kan alternative utførelsesformer løse for formasjonsegenskapene samtidig eller separat. Andre variasjoner kan omfatte: bestemmelse av om filtratinvasjon varieres i azimut i forhold til dybde og om så er, ta i bruk en søkefunksjons for å velge retningen for invasjonen;

velge det beste resultatet fra flere inversjoner;

anta at Rt er konstant rundt brønnboringen; og

anta at Rxoer konstant i et geologisk lag om brønnboringen og å velge

Rxofra retningen med dypest invasjon som den konstante verdien.

Disse og andre variasjoner kan tas i bruk ved forskjellig alternative utførelsesformer.

Igjen med henvisning til figur 1, fremgangsmåtene 100 fortsetter ved å bestemme en verktøy spesifikk invasjonsfaktor beskrevet i trinn 135. En invasjonsfaktor beskriver andelsvolumet av invadert sone målt av et individuelt verktøy. Den kan ha en verdi fra 1,0 til 0,0, der 1,0 angir et verktøy som kun måler det spylte volumet og 0,0 angir et verktøy som måler kun den uinvaderte sonen. Følgelig er densitetsinvasjonsfaktoren i trinn 135 invasjonsfaktoren bestemt for densitetsmålingen og nøytroninvasjonsfaktoren i trinn 140 er invasjonsfaktoren bestemt for nøytronmålinger. På grunn av at invasjonsfaktoren er spesifikt for verktøyet, vil invasjonsfaktorens nøyaktige beskaffenhet være spesifikk for implementeringen.

Et eksempel på en invasjonsfaktor er en densitetsinvasjonsfaktor. Mer spesifikt, bestemmes densitetsinvasjonsfaktor fra en Di hvis densitetsinformasjon representerer den geologiske formasjonen ved trinn 135 på en pålitelig måte. Trinn 120, i en spesiell utførelsesform, resulterer i minst to DiS, dvs. en for hver azimut, og en av disse velges for å brukes til å bestemme densitetsinvasjonsfaktoren. Den Di verdien som mest pålitelig representerer den geologiske formasjonen foretrekkes vanligvis. Imidlertid, som vil fremgå for de som kjenner fagområdet og som kjenner til denne redegjørelsen, kan det være enkelte tilfeller der en Di som resulterer fra densitetsinformasjonen på mindre pålitelig måte enn den mest pålitelige kan være vanskelig. Den faktiske fremgangsmåten for å bestemme hvilken densitetsinformasjon som på en mest mulig pålitelig måte re-flekterer den geologiske formasjons struktur er vel kjent, selv om dens bruk på denne måten ikke er det.

Et andre eksempel på invasjonsfaktoren er en nøytroninvasjonsfaktor. I en spesiell utførelsesform der invasjonsdiameteren bestemmes fra de genererte data, bestemmes nøytroninvasjonsfaktoren fra en av invasjonsdiameterene men mindre størrelse. I sin alminnelighet foretrekkes den minste Di. Igjen, imidlertid kan det være tilfeller hvori en av Di med en mindre størrelse men ikke den minste foretrekkes. Til slutt, konkluderes fremgangsmåten 100 ved å bestemme egenskapene fra den ikke-invaderte resistiviteten, den spylte soneresistiviteten, densitetsdataene, nøytrondata og invasjonsfaktoren som er verktøy spesifikk, som forklart i trinn 150.

En spesiell implementering av en anordning drevet i henhold til den foreliggende oppfinnelsen

En spesiell implementering av den foreliggende oppfinnelse er illustrert på figur 2. Denne spesielle utførelsen tar i bruk LWD verktøy som tilbyr tredimensjonal informasjon som henvender seg til problemet med azimutmessig asymmetriske formasjoner og fluider i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Særlig, tar denne utførelsen i bruk RAB™ verktøy og ADN™ verktøy som for tiden blir brukt Schlumberger Technology Corporation. Både RAB™ verktøy 300 og ADN™ verktøy 400 i denne spesielle ut-førelsesformen har fokuserte detektorer innebygd i vektrørene og, på en slik måte blir rotert for å fremskaffe azimutmessig informasjon. Denne RAB™/ADN™ er særlig nyttig på grunn av at tilsvarende fjellvolum som måles av begge verktøyene.

Figur 2 illustrerer en borestreng 210 som blir brukt under en LWD operasjon der målingene i hvert borehull 12 tas med i borekronen 215 og minst en del av borestrengen 210 i borehullet 212, under boring, ved pause og/eller kjøring inn og ut. Montert inne i borestrengen 210, fortrinnsvis nær borekronen 215, er det en nedihullssammenstilling 235. Nedihullssammenstillingen 235 kan måle, prosessere og lagre informasjon, og kommunisere med jordoverflaten. Som hittil brukt "nær borekronen" betyr innenfor flere vektrørlengder fra borekronen 215. Sammenstillingen 235 omfatter et RAB™ verktøy 300 og et ADN™ verktøy 400 som er videre beskrevet under.

Implementeringen på figur 2 omfatter også forskjellig overflateinstrumentering 245. Overflateinstrumenteringen 245 omfatter et mottakerdelsystem 246, en opptaker 248, en prosessor 250 og et senderdelsystem 252. Mottakerdelsystemet mottar data og annen informasjon overført opp hullet fra borestrengen 210 og sendt videre til opptaker 248 og prosessor 250. Opptaker 248 tar opp data, som kan postprosseseres av prosessor 250 ved bruk av prosessen 100 på figur 1. Prosessoren 250 genererer også et utall styringssignaler som styrer driften av pumpe 224 og som overføres til pumpe 224 via senderdelsystem 252.

RAB™ verktøy. RAB™ verktøy 300 vist på figur 2 består av tre azimutmessige fokuserte resistivitetsknapper som måler tre dybder som skal undersøkes, en dypere målingsfokusert ringresistivitet og en enda dypere borekroneresistivitet. Borefluidet 226 må være ledende for at RAB™ verktøy 300 skal fungere skikkelig i denne spesielle utførelsesformen. For hver omdreining, deles i denne spesielle utførelsesformen azimutinformasjonen opp i 56 binger (bins) med en vertikal oppløsning på omtrent to tommer (omtrent 5,08 cm). Dataene kan vises som et elektrisk bilde av formasjonen ved opptil tre forskjellige dybder som skal undersøkes. Forskjellige aspekter av strukturen og driften av RAB™ verktøy 300 er vedlagt og krevet i det følgende: US patent 5,235,285 med tittel "Brønnloggingsanordning med toroid- indruksjonsantenne for måling under boring, resistivitet av jordformasjoner", godkjent 10. august 1993 til Schlumberger Technology Corporation som søker for oppfinnerene Brian Clark et al.;

US patent 5,339,036 med tittel "Logging under boringsanordning med bladmontert elektrode for å bestemme resistiviteten til en omgivende formasjon", godkjent 16. august 1994 til Schlumberger Technology Corporation som søker for oppfinnerene Brian Clark et al.;

US patent 5,339,037 med tittel "Anordning og fremgangsmåte for å

bestemme jordformasjoner resistivitet", godkjent 10. august 1993 til Schlumberger Technology Corporation som søker for oppfinnerene Stephen D. Bonner et al.; og

US patent 5,359,324 med tittel "Brønnloggingsanordning for å undersøke jordformasjoner" godkjent 25. oktober 1994 til Schlumberger Technology

Corporation som søker for oppfinnerene Brian Clark et al.

Imidlertid, og for å bedre synlig og fullstendighet, er utdrag av disse henvisningene beskrevet under.

Nå med henvisning til figur 2, spenner knappeelektrodene 306 en liten andel av den hele omkretsmessige geometriske stede av borehullet 212 og fremskaffer azimutmessig resistivitetsmålinger. I tillegg, har disse knappeelektrodene 306 en vertikal utstrekning som er en liten del av den vertikale dimensjonen på stabilisatoren 315 på hvilket de er montert, og fremskaffer en relativt høy vertikal oppløsningsrestivitetsmåling. I den illustrerte utførelsesformen, har overflaten på elektrodene 306 omtrent en tomme (ca 2,5 cm), som er stort nok til å fremskaffe tilstrekkelig signal, og lite nok til å fremskaffe den ønskede vertikale og azimutmessige målingsoppløsningen. Ved et bruks-område, er to av knappeelektrodene 306 henholdsvis lenger fra senderen (ikke vist) enn den andre elektroden 306. Følgelig, skulle disse fjernereliggende knappeelektrodene 306 fremskaffe resistivitetsmålinger som har en tendens til henholdsvis å være dypere enn målingen som fås fra den nærmere elektroden 306.

ADN™ verktø<y>et. Fortsatt med henvisning til figur 2, ADN™ verktøyet 400 tar densitets og nøytronmålinger. For hver omdreining, deles den azimutmessige fokuserte densiteten inn i fire kvadranter som så ekspanderes til 16 sektorer. Nøytronmålingen er kun i liten grad sensitiv til azimutmessige variasjoner. Dens signal kan deles inn i fire kvadranter, men det er liten forskjell mellom kvadrantene. Den vertikale oppløsningen for både densiteten og nøytronene er omtrent halvannen fot (ca 45,72 cm).

Forskjellige aspekter ved konstruksjonen og driften av ADN™ verktøyet 400 brukt i denne spesielle utførelsesformen er vedlagt og krevet i det følgende: US patent 5,363,931 med tittel "Boringsstabilisatorer" godkjent 15. november 1994, Schlumberger technology Corporation som søker med Keith Moriarty;

US patent 5,017,778 med tittelen "Fremgangsmåte og anordning for å

evaluere egenskaper under boring av et borhull via jordformasjonene", godkjent 21. mai 1991, Schlumberger Technology Corporation som søker med Peter D. Wright som oppfinner;

US patent 5,767,510 med tittel "Borehulls invariant porøsitetsmålings-system" godkjent 16. juni 1998 til Schlumberger Technology Corporation som søker og med Michael L Evans som oppfinner; og

US patent 5,473,158 med tittel "Logging under boringsfremgangsmåte og anordning for måling av formasjonsegenskaper som en funksjon av

vinkelmessig stilling inne i et borehull" godkjent 5. desember 1995 i navnet Schlumberger Technology Corporation som søker og Jaques Holenka et al

som oppfinnere.

Imidlertid er av hensyn til klarhet og fullstendighet deler av disse patentene beskrevet under.

ADN™ verktøy 400 omfatter, for å lette og hjelpe til med måling av formasjons-densitet, ett sett gamma-strålingsdetektorer og en strålingskilde, eksempelvis en del av kobolt eller cesium eller andre radioaktive substanser med slik energi. En innkapslet kjemisk kilde eksempelvis de som ofte blir brukt med vaier eller kabelførte loggings-verktøy kan bli brukt. ADN™ verktøy 400 omfatter også, for å behjelpe nøytron-porøsitetsmålinger, en nøytronsensor med en andre strålingskilde som er samvirkende tilknyttet med nøytronsensoren. Andre elementer med nøytronsensoren, eksempelvis en eller flere strålingsdetektorer, er samvirkende innrettet på legemet på ADN™ verktøy 400 plassert i en avstand fra hverandre fra utstrålingsdetektorene og strålingskilden.

Drift av anordnin<g>en. Målinger med RAB™ verktøy 300 og ADN™ verktøy 400 utføres fortrinnsvis mens borehullet 212 bores. RAB™ verktøy 300 og ADN™ verktøy 400 roteres i borehullet 212 mens målingene gjøres. Som nevnt over, kan målingene overføres med telemetri til overflaten eller de kan tas opp og lagres nedihulls og leses ved overflaten etter at borestrengen 210 har blitt fjernet fra borehullet 212. I denne spesielle utførelsesformen, er dataene som blir generert av RAB™ verktøy 300 og ADN™ verktøy 400 overført til overflaten med telemetri, lagret i opptaket 248 og postprossesert av prosessor 250.

Bestemmelse av karakteristikk etter anskaffelse av data. Parameterene valgt som best indikerende for fluidene rundt brønnboringen i denne spesielle utførelses-formen er sann resistivitet (Rt), spylt soneresistivitet (Rxo) og diameter for invasjonen (Di). Målinger fra de tre RAB™ elektrodene 306, som vist på figur 2, blir brukt for å regne ut Rt, Rxoog Dj. Uttrykket "spylt" beskriver sonen nær brønnboringen 212 der alle de bevegelige fluidene blir byttet ut med filtrat. Hvis invasjonen er dyp, blir ringresistivitets-målingen fra ringelektroden 310 lagt til for å hjelpe til med beregning av Rt. I denne spesielle utførelsesformen, løser en løsningsanordning for flere azimuter sekvensielt eksempelvis opp, ned, venstre og høyre. Antakelsen man trenger å gjøre for å kombinere disse dataene er at i en geologisk sone, forandrer verdiene Rt og Rxoikke seg med azimuten. I retningen for dyp invasjon, har de grunne resistivitets-målingene - de som er hovedbidragsytere til Rx - godt signal å arbeide med; mens dypinvasjon kan over-strømme dypresistivitetsmålingene brukt for å beregne Rt. I den grunne invasjons-retningen, kan det være at det ikke er nok spylt sonesignal til å beregne et godtakbart Rxo, mens det vil finnes mer enn tilstrekkelig signal for å beregne Rt. Resultatet av invasjonen er Rt, Rxoog multiple DiS. En programvarepakke som er i stand til å utføre denne analysen er MultiRes™, produsert av Schlumberger Technology Corporation, men andre programvarepakker kan bli brukt.

Verdiene for Di overføres inn i liS(lengde av invasjonen fra veggen av brønn-boringen 212) for bruk med nukleære verktøy ved å trekke fra borekronestørrelsen, og så delt med to. Minst to forskjellige liSvil bli brukt senere med de nukleære data, den grunneste for nøytron og den som har den samme azimutmessige retningen som densiteten som blir brukt.

Den geometriske forsyvningen av hellende lag tvers over brønnboringen kan være betydelig. Eksempelvis, et 70°hellende lag vil være forskøvet med over to fot fra en side av hullet til den andre. Uten en 3-D oppløsning, kan en 2-D pluss hellning oppløsning bli brukt. Dette gjøres ved først å oppløsningstilpasse kurvene (resolution matching the curves) og så velge en referanseazimut og å dybdeforskyve alle kurvene til den referansen. Referansen kan være en fast azimut, eksempelvis bunnen av hullet eller en varierende azimut eksempelvis azimutene med maksimal invasjon. Denne korrigeringen fjerner bare den geometriske virkningen av hellende lag fra målinger med azimutmessig følsomhet. Målingene, eksempelvis nøytronmålingene, vil være ut-glidende ved laggrenser, selv om nøytronens grunne dybde i forbindelse med under-søkelse minimaliserer problemet.

Det neste trinnet for å kombinere data foreskriver kjennskap til verktøyfysikk. Densitetsmålingene er grunne, fokusert og oppfører ordentlig. Uansett hva som er foran kilden og detektorene er hva som måles. Funksjonen for densitetsradial respons beskrevet på figur 3, for fluidinvadering av en gassfylt formasjon i det illustrerte eksemplet, varierer lite med forandringer i fluid, formasjon eller porøsitet. For å bruke densistets-responsfunksjonen foreskrives det kjennskap for \\fra den samme azimuten som densitetsinformasjonen.

Nøytronens radielle respons er mye mer kompleks. Et nøytron er i nærheten av en omniretningsmessig måling med kun svak azimutfølsomhet; slammet i vektrøret fremskaffer en forsiktig tilbakeskjerming (back shielding). Den reagerer forskjellig når det forefinnes gass i forhold til når det forefinnes væske og dens azimutegenskaper er ikke intuitive. Figurene 4A-4B beskriver nøytronens responsfunksjon det er en "tåredråpe"-invasjon av fluid inn i gassreservoaret. Særlig illustrerer figurene 4A-4B en modellert nøytronrespons eller reaksjon for fluidfiltrat som invaderer en gassfylt formasjon.

Figur 4A avbilder ADN™ verktøy 400 i brønnboringen 212 med slam 226 sirkulerende derigjennom i et tverrsnitt. Mengden eller størrrelsen Riminer minimums-invasjonslengde og størrelsen I er den maksimale tåredråpe eller drapert (draped) invasjon. Den slumpede invasjonen (the slumped invasion) med lengde I har liten virkning på nøytronen. Gassen som er nærmest brønnboringen dominerer nøytronen. Som vist på figuene 4A-4B har en invasjonsforskjell på 1,97 tommer (5 cm) i den grunne retningen en større effekt enn 11,8 tommer (30 cm) forskjell i den draperte retningen, og bekrefter følgelig at gassen nærmest brønnboringen dominerer nøytronvirkningen. Når det forefinnes gass, øker nøytrondybden som undersøkes. For å bruke nøytronens radielle responsfunksjon, foreskrives en verdi på h som representerer den grunneste invasjonen ved en gitt dybde, uavhengig av azimut.

Som beskrevet, reagerer nøytron og densitet svært forskjellig på tilstedeværelsen av gass. Densitetsmålingen er grunnere (figur 3) og er avhengig av retning. Nøytronene er dypere og uavhengig av retning. Resultatet er at i gassbrønner med varierende azimutinvasjon, vil densitetens egenskaper eller karakter være svært avhengig av invasjonen og nøytronens karakter eller egenskaper vil være omtrent uavhengig av invasjonen, ofte beskrevet som "et lat nøytron" (lazy neutron).

Sluttolkningsmodellen bruker den mest formålstjenelige ls og responsfunksjoner for å dele nukleærverktøyresponsene inn i en fraksjon med spylt sone i forhold til en ikke-invadert sone. Så blir Rt, Rxoinvasjonsfaktorene og densiteten av nøytrondataene blir innført i en samtidig løser elementær logganalyse (ELAN™), et produkt og en tjeneste kommersielt tilbudt av Schlumberger Technology Corporation, på grunn av uavhengigheten av målingene. Eksempelvis avhenger volumet av gassen på porøsi-teten og sluttporøsiteten avhenger av gassvolumet.

For at hydrokarbonmetningskorrigeringene skal ha mening, må resistiviteten som blir brukt for å beregne den spylte sonen og ikke-invadert sonemetninger, beskrive det samme steinvolumet som det som blir målt av de nukleære verktøyene. Dette er grunnen til at ADN™ og RAB™ passer så godt. Figur 5A sammenligner de radielle responsfunksjonene for RAB™ og ADN™. Densiteten (runde symboler) og nøytronet (trekantede symboler) er repetert fra figur 3. De andre kurvene, fra venstre mot høyre, er RAB™s grunne knapp, middels knapp, dyp knapp, ring og kroneresistiviteter.

RAB™ responsfunksjoner er avhengige av omgivelsene. Kurvene vist er for et Rt/Rxoforhold på 50. Merk den sterke likheten på grunn knapp og densiteten og at resistivitetene spenner over området for både densiteten og nøytronen. Figur 5B sammenligner den radielle responsfunksjonen av ARC475™ rekkeresistivitets-kompensert verktøy (array resistivity compensated tool) faseresistivitet med de til ADN™. Merk hvor mye dypere ARC475™ leser i forhold til densiteten eller nøytronen. Den 28 tommers (68,6 cm) faseresistiviteten har omtrende den samme radielle responsen som CDR faseresistiviteten, hvilket forklarer forskjellen på figur 6 og figur 7's resistiviteter. ARC475™ og CDR dempingsresistiviteter er fortsatt enda dypere.

Utførelseseksempel

Figurene 8-9 illustrerer eksempler på utganger fra implementeringen på figurene 2-7. Det følgende eksemplet er fra en gassbrønn boret med et avvik på 45° gjennom et klastisk reservoar med tilsynelatende helling på 75° i forhold til brønnboringen. En vanlig rekkefølge med logger CDR og ADN™ ble ført vist på figur 6. Fra venstre mot høyre er gammastrålen (0-100 api) og ROP (0-1000 fot pr. time) i spor 1; fase og dempning (0,2-200 ohm-meter) fra et CDR verktøy til spor 2; PEF ned ("PEB"), ADN™ densitet ned ("ROBB", bunndensitet 1,71-2,71); ADN™ nøytronporøsitet ("TNPH", 0,6-0 kalkstein) i spor 3. Figur 7 viser gammastrålen (0-100) i spor 1; gjennomsnittsverdiene for de tre RAB™ knappresistivitetene pluss ringen i spor 2; densitet opp (stiplet), densitet ned (hel) og nøytron i spor 3. RAB™ resistiviteten er ganske forskjellig fra CDR resistiviteten på grunn av at de har en grunnere undersøkelsesdybde enn hvilken som helst av CDR resistivitetene på figur 5B. RAB™s kurveseparasjon er på grunn av invasjon, invasjon i det samme steinvolumet som påvirker ADN™. Denne invasjonen bekreftes av for-skjellene i opp og ned-densiteter. Invasjonsslumping (utbytting av formasjonsgass separasjoner av filtrat med mer utbytting på bunnen av hullet enn på toppen) forårsaker den store densitetsforskjellen.

Invasjonen er enda mer kompleks enn hva som konkluderes fra opp og ned-densitetsdataene vist på figur 8. Fra venstre mot høyre er det vist RAB™ grunn knapp ned, grunn knapp opp, dyp knapp opp og ringresistiviteter i spor 1; en gjentakelse av densiteten og nøytronen fra figur 7 i spor 2; RAB™ bildet; og ADN™ bilde. Knapp-presentasjonen er en 2-D representasjon av invasjonsforskjellene i opp og ned-retningen. Det skyggede området på venstre side av knappene er svært sammen-lignbart med det skyggede området mellom opp og ned-densitetskurvene. Overført til porøsistetsuttrykk, gir begge separasjonene de samme tilleggsfiltratvolumene i nedoverretningen. Dette bekrefter de radielle responsfunksjonene på figur 5A, som viser at den grunne knappen har den samme radielle responsen som densiteten under disse forholdene.

Bildene går også videre ved å tilføre en 3-D komponent til synsvinkelen for invasjonen. Hvert bilde representerer en flatgjort sylinder av borehullsveggen, som begynner ved toppen av hullet til venstre bunnen på midten og tilbake til toppen til høyre. Jo mørkere RAB™ bildet er, jo mer ledende er formasjonen (filtratet fortrenger gass), jo lettere ADN™ bildet er, jo tettere er formasjon (filtrat fortrenger gass). Selv om RAB™ har en høyere resolusjon med 56 beholdere (binds) enn ADN™ med sine fire kvadranter (kartlagt til 16 sektorer), er informasjonen svært lik. Invasjonen har oppstått i flere retninger (mørkt for RAB™ og lyst for ADN™) mot bunnen av hullet, mot venstre og høyre av hullet.

Sluttresultatene er vist på figur 9. Fra venstre mot høyre er opp h (RiOpp) og ned h (Rined) på spor 1; densiteten opp (ned ble utelatt av klargjøringshensyn), den ferdige beregnede effektive porøsiteten; kjerneporøsitet ved trykket på stedet (stiplet) og; nøytron. Porøsitetsskalaen er fra 0,4 til 0. I denne beregningen, ble oppdensiteten brukt, slik at opp li ble brukt både som densiteten og nøytronen.

Nå tilbake til figur 1, handlingene i blokkene 120-150 vil bli automatisert og utført av en datamaskin, eksempelvis prosessor 250 i overflateinstrumenteringen 245 vist på figur 2. Alternativt kan de bli utført nedihulls av en prosessor på en av verktøyene. Særlig, vil datamaskinen bli programmert av instruksjoner kodet i en eller annen form for en datamaksinlesbar programlagringsanordning. Programlagringsanordningens beskaffenhet er ikke en del av denne oppfinnelsen, og kan være magnetisk, optisk eller papirbasert. Dataene generert til boks 110 blir innført i den programmerte datamaskinen, som så utfører handlingene angitt i blokkene 120-150.

Claims (22)

1. Fremgangsmåte for å fastslå et kjennetegn for en geologisk formasjon som omgir en brønnboring (212),karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter: generere et sett data som omfatter azimut og radiell informasjon (110); bestemme fra dataene et sett parametere som indikerer fluidoppførsel i formasjon for hver av minst to azimuter (120); bestemme minst en verktøyspesifikk invasjonsfaktor som angir andelsvolumet av invadert sone målt av et individuelt verktøy (135); og bestemme egenskapene fra settet med parametere, azimutinformasjonen og invasjonsfaktoren (150).

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat genereringen av settet med data omfatter generering av en av loggings-under-borings-data og kabeldata.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat generering av et sett data inkluderer: bestemmelse av hellingen av en seng som brønnboringen (212) passerer; og justering av data til en vanlig referanse.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat genereringen av data omfatter rotering av et verktøy (400) i brønnboringen (212).

5. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat generering av data omfatter generering av minst en av resistivitetsdata, densitetsdata og nøytron-porøsitetsdata.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat bestemmelse av settet med parametere som indikerer fluidoppførsel omfatter invertering av settet med data.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedbestemmelse, fra dataene av et sett parametere som er indikerende for fluidoppførsel i formasjonen og som omfatter: velging av en referanseside i brønnboringen (212); og dybdetilpasning av data fra den andre siden av brønnboringen (212) til data fra referansesiden av brønnboringen (212).

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat bestemmelsen fra dataene fra et sett parametere som er indikerende for fluidoppførsel i formasjonen omfatter en av: bestemmelse av om en filtratinvasjon varierer i azimut i forhold til dybde, og, om så er tilfelle, tar i bruk en søkfunksjon (tracking function) for å velge retningen for inversjonen; og velge resultater fra flere inversjoner.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedbestemmelse fra dataene av et sett parametere som er indikerende for fluidoverførsel i formasjonen og som omfatter å gjøre dette for hver azimut separat.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat bestemmelse fra dataene fra et sett parametere indikerende for fluidoppførsel i formasjonen omfatter antakelser om at minst en parameter er konstant rundt brønnboringen (212).

11. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat bestemmelse av invasjonsfaktoren omfatter: bestemmelse av en densitetsinvasjonsfaktor fra en av diameterane for invasjonen hvis densitetsinformasjon på en pålitelig måte representerer den geologiske formasjonen; og bestemmelse av nøytroninvasjonsfaktoren fra diameteren for invasjon med minst størrelse.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat bestemmelse av egenskapene omfatter bestemmelse av minst en av hydrokarobonvolumet, porøsitet, litologi og permiabilitet.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 1 hvori sett med parametere omfatter en diameter for invasjon for hver azimut og bestemmelse av den verktøy spesifikke invasjonsfaktor (135),karakterisert vedat den omfatter: bestemmelse av en densitetsinvasjonsfaktor fra en av diameterane for invasjonen hvis densitetsinformasjon på en pålitelig måte representerer den geologiske formasjonen; og bestemmelse av nøytroninvasjonsfaktoren fra en av diameterane av invasjonen med en mindre størrelse.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedat bestemmelse av densitetsinvasjonsfaktoren fra en invasjonsdiameterene viser densitetsinformasjon på en pålitelig måte representerer den geologiske formasjonen omfatter å gjøre slik fra invasjonsdiameteren hvis densitetsinformasjon på en mest mulig pålitelig måte representerer den geologiske formasjonen.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedbestemmelse av nøytroninvasjonsfaktoren fra en av diameterane for invasjon med mindre størrelse og som omfatter å gjøre dette med diameteren for invasjonen med den minste størrelsen.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat bestemmelsen av settet med parametere indikerer fluidoppførselen i formasjonen omfatter bestemmelse av minst en av en ikke-invadert resistivitet, en spylt soneresistivitet, en porøsitet, og en invasjonsdiameter for hver av de minst to azimutene.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 16,karakterisert vedat bestemmelse av settet med parametere som skal indikere fluidoppførsel omfatter invertering av det genererte settet med data.

18. Fremgangsmåte ifølge krav 16karakterisert vedbestemmelse fra data av en ikke-invadert resistivitet, den spylte soneresistiviteten og at en diameter for invasjon for formasjonen omfatter å anta at minst en av parameterene er konstant om brønnboringen (212).

19 Fremgangsmåte ifølge krav 18,karakterisert vedat den spylte soneresistiviteten er antatt å være konstant om brønnboringen (212); og hvori den spylte soneresistiviteten fra retningen med dypest invasjon velges som den konstante verdien fra blant en rekke av spylt soneresistiviteten

20. Fremgangsmåte ifølge krav 16,karakterisert vedbestemmelse av egenskapene omfatter innføring av en spylt soneresistivitet, en ikke-invadert resistivitet, og en invasjonsfaktor for en azimut inn i en samtidig løser.

21. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat den videre omfatter sammenføring av de beregnede resultatene inn i en firedimensjonal løsning.

22. Fremgangsmåte ifølge krav 21,karakterisert vedat løsningen vedrører minst en av retningspermiabilitet, relativ permiabilitet og delstrømning.