NO335379B1 - Fremgangsmåte for å oppnå forbedret geofysisk informasjon om undergrunnen ved bruk av akustiske mottagere i et undersøkelsesborehull - Google Patents

Abstract

Oppfinnelsen gir en metode for å utforme borehull. I en metode bores en eller flere borehull langs planlagte baner basert delvis på seismiske undersøkelser utført fra overflaten. En akustisk transmitter brakt inn i slike borehull sender akustiske signaler på en eller flere frekvenser innenfor et frekvensspenn på en mengde adskilte steder. En mengde i det vesentlige serielt adskilte seismiske mottakere i borehullene og/eller på overflaten mottar signaler reflektert av de underjordiske formasjonene. Sensorene kan være permanent installert i borehullene og kan være fiberoptiske anordninger. Mottakersignalene prosesseres ved konvensjonelle geofysiske prosesseringsmetoder for å oppnå informasjon om de underjordiske formasjonene. Denne informasjonen utnyttes for å oppdatere tidligere seismogrammer for å oppnå seismogrammer med høyere oppløsning. De forbedrede seismogrammene blir så benyttet til å bestemme profilene på produksjonshullene som skal bores. Borehullseismisk bildedannelse kan så benyttes for ytterligere å forbedre seismogrammene og for å planlegge kommende borehull. Kryssbrønntomografi kan benyttes for ytterligere oppdatering av seismogrammene for å styre reservoarene. Permanent installerte sensorer kan også benyttes for å overvåke utbredelsen av frakturering i nærliggende brønner, og derved gi den nødvendige informasjon for å kontrollere fraktureringsoperasjoner.

Description

Oppfinnelsens fagområde.

Denne oppfinnelsen dreier seg generelt om plasseringen av borehull og styring av de tilhørende reservoar og mer bestemt for selektivt å bore ett eller flere borehull for å gjennomføre seismiske undersøkelser fra disse for å forbedre seismogrammer og å utnytte de forbedrede seismogrammene for å bestemme typen av og retningen for borehull for å utvikle et felt. Fremgangsmåten i oppfinnelsen dreier seg videre om å oppnå seismisk informasjon under boring av borehullene og under produksjon av hydrokarboner for å forbedre hydrokarbonproduksjonen fra reservoarene. Fremgangsmåten i oppfinnelsen dreier seg videre om å benytte den utledede seismiske informasjon for automatisk å kontrollere petroleumsproduksjonsbrønner ved å bruke nedihulls regnemaskinbaserte kontrollsystemer.

Tidsskriftartikkelen "Crosswell seismic radial survey tomograms and the 3-D interpretation of a heavy oil steamflood" av MATHISEN, M.E. m.fl. i tidskriftpublikasjonen Geophysics, vol.60, nr.3, mai-juni 1995 omtaler flere av trekkene som i oppfinnelsen.

Patentdokumentet WO 96/21165 A1 tilhørende INSTITUTE FRANCAIS DU PETROLE; GAZ DE FRANCE omtaler i likhet med ovennevnte artikkel kryssbrønntomografi.

Patentdokumentet US 5363094 til Staron m.fl. omhandler også kryssbrønntomografi.

Bakgrunn for oppfinnelsen.

Seismiske undersøkelser utføres fra overflatesteder for å oppnå kart over strukturen av underjordiske formasjoner. Disse undersøkelsene er i form av kart (heretter kalt seismogrammer) som viser tverrsnitt av jorden under den undersøkte region eller område. Tredimensjonale ("3-D")-undersøkelser har blitt vanlig over de siste tiår og fremskaffer signifikant bedre informasjon av de underjordiske formasjoner sammenlignet med de tidligere tilgjengelige todimensjonale ("2-D")-undersøkelsene. 3-D-undersøkelsene har signifikant redusert antall tørre borehull. Dog er det fremdeles slik at fordi slike seismiske undersøkelser utføres fra overflaten mister de oppløsning på grunn av avstanden mellom overflaten og de ønskede hydrokarbonførende formasjonene, fall i og omkring de underjordiske formasjonene, lagflateavgrensninger som typisk er flere tusen fot.

Overflateseismiske undersøkelser utnytter relativt lavfrekvente akustiske signaler for å utføre slike undersøkelser fordi slike signaler trenger ned til større dybder. Imidlertid gir lavfrekvente signaler lavere oppløsning, som gir lavoppløsnings-seismogrammer. Høyfrekvenssignaler gir relativt høyoppløsnings-lagflateavgrensninger, men demper relativt hurtig og er således ikke benyttet for utførelse av seismiske undersøkelser fra overflaten.

Kun i sjeldne tilfeller ville et oljeselskap bore et borehull uten først å studere seismogrammene for et område. Antall borehull og banen for hvert borehull blir typisk planlagt på grunnlag av seismogrammene over området. På grunn av den relativt lave oppløsningen av slike seismogrammer, blir borehull ofte ikke boret langs de mest effektive brønnbaner. I tillegg blir mer og mer komplekse brønnborehull nå boret, hvor plasseringen kan forbedres ved hjelp av høyoppløsningsseismogrammer. Enn videre har det relativt nylig blitt foreslått å bore borehull langs krumme baner gjennom og/eller omkring underjordiske formasjoner for å øke den potensielle utvinningsgrad eller for å forbedre produksjonsraten av hydrokarboner. I slike tilfeller er det enda mer kritisk å ha seismogrammer som relativt nøyaktig viser lagflategrensene eller omrisset av underjordiske formasjoner.

Vanligvis har seismogrammer blitt oppdatert ved a) utførelse av borehullsbildedannelse som typisk utføres under boring av et borehull og b) kryssbrønntomografi som utføres mellom et antall produserende brønner i et område. I tilfelle av borehullsavbildning genererer en seismisk kilde akustiske signaler under boring av borehullet. Et antall mottakere anbrakt på overflaten mottar akustiske refleksjoner fra underjordiske formasjonsgrenser, hvilke signaler prosesseres for å oppnå mer nøyaktig lagflateinformasjon om borehullet. Denne teknikken hjelper til å forbedre overflateseismogrammer bit for bit. Data fra hver slik brønn som bores utnyttes for kontinuerlig oppdatering av seismogrammene. Imidlertid er slike brønnborehull verken planlagt eller optimalt plassert for det formål å utføre underjordiske seismiske undersøkelser. Deres brønnbaner og størrelser bestemmes på grunnlag av potensiell utvinning av hydrokarboner. I tilfelle kryssbrønntomografi sendes akustiske signaler mellom forskjellige sendere og mottakere plassert i produserende brønnhull. Effektiviteten av slike teknikker reduseres dersom brønnborehullene ikke er optimalt plassert i feltet. Slike teknikker ville dra fordeler av brønnborehull som er planlagt på grunnlag av forbedrede seismogrammer.

Under overvåkning over produksjonsreservoarer ville det være nyttig å ha informasjon om tilstanden i reservoaret i avstand fra borehullet. Kryssbrønnteknikker er tilgjengelige for å gi denne typen informasjon. I seismisk tomografi utvikles en rekke 3-D-bilder av reservoaret for å gi en 4-D-modell av reservoaret. Slike data har vanligvis blitt innsamlet ved vaierlinemetoder hvor seismiske sensorer senkes ned i et borehull som bare er tilegnet overvåkningsformål. Enn videre lider seismiske data som er innsamlet i forskjellige vaierlinekjøringer vanligvis av manglende samsvar mellom data på grunn av forskjeller i kobling av sensorene til formasjonen, hvor dataene ikke stemmer overens.

Foreliggende oppfinnelse henvender seg overfor de ovenfor nevnte problemene og gir en fremgangsmåte for å utføre underjordiske seismiske undersøkelser fra ett eller flere brønnborehull. Disse brønnborehullene kan være boret med det formålet å utføre slike undersøkelser. Alternativt kan permanent innfestede sensorer i et borehull som til og med kan være en produksjonsbrønn benyttes for å samle inn slike data. Dataene fra slike underjordiske undersøkelser utnyttes for å forbedre de tidligere tilgjengelige seismogrammene. De forbedrede seismogrammene benyttes så for å planlegge produksjonsborehullene. Borehullsseismisk bildedannelse og kryssbrønntomografi kan benyttes for ytterligere å forbedre seismogrammene for reservoarstyring og kontroll.

Sammendrag av oppfinnelsen.

Den foreliggende oppfinnelsen gir en fremgangsmåte for å forme borehull. I en fremgangsmåte bores ett eller flere borehull langs på forhånd planlagte baner basert delvis på seismiske undersøkelser utført fra overflaten. En akustisk sender sender ut akustiske signaler ved en eller flere frekvenser innenfor et spenn av frekvenser ved en mengde adskilte steder. En mengde av i det vesentlige serielt adskilte mottakere i borehullene og/eller ved overflaten mottar signaler reflektert ved de underjordiske formasjonene. Mens de akustiske mottakerne er permanent utplassert nedihulls, kan den akustiske sender valgfritt være plassert permanent eller midlertidig nedihulls; eller den kan være plassert permanent eller midlertidig ved overflaten av brønnen. Mottakersignalene prosesseres ved konvensjonelle geofysiske prosesseringsmetoderfor å oppnå informasjon om de underjordiske formasjonene. Denne informasjonen benyttes for å oppdatere tidligere seismogrammer for å oppnå seismogrammer med høyere oppløsning. De forbedrede seismogrammene blir så brukt for å bestemme profilene for produksjonsborehullene som skal bores. Borehullsseismiske bildedannelse kan så brukes for ytterligere å forbedre seismogrammene og for å planlegge kommende borehull. Informasjon samlet inn ved tomografiske undersøkelser utført over en tidsperiode kan benyttes for å kartlegge forandringer i reservoarforholdene i en avstand fra borehullene og passende kontrolltiltak kan foretas. Fiberoptiske sensorer sammen med en lyskilde kan også benyttes for å detektere de akustiske og seismiske signalene.

En annen utførelse av den foreliggende oppfinnelsen omfatter permanente nedihulls formasjonsevalueringssensorer som forblir nedihulls under hele produksjonsoperasjonen. Disse formasjonsevalueringssensorene for formasjonsmålinger kan omfatte for eksempel gammastråledetekterings liar-formasjonsevaluering, nøytronporøsitet, resistivitet, akustiske sensorer og pulsede nøytroner som i sanntid kan avføle og evaluere formasjonsparametre omfattende viktig informasjon med hensyn til vannmigrasjon fra forskjellige soner. Permanent installerte fiberoptiske sensorer kan også benyttes for å måle akustiske signaler, trykk, temperatur og fluidstrømning. Disse benyttes i den seismiske kartlegging så vel som for å etablere og oppdatere reservoarmodeller og i styring av hydrokarbonproduksjonen.

I spesielt fordelaktig permanent nedihulls sensorinstallering omfatter permanent anbringelse av akustiske sendere og mottakere i en olje-, gass- eller injeksjonsbrønn for å samle inn sanntids-seismiske data. De seismiske dataene benyttes for mellom andre formål til a) definere reservoaret; b) definere fordelingen av olje, vann og gass i reservoaret med hensyn til tid; c) overvåking av metning, uttynning og bevegelse av olje, vann og gass; og d) overvåking av utviklingen av en fraktureringsoperasjon. I motsetning til kjente former for seismisk overvåkning foreligger dataene som oppnås ved foreliggende oppfinnelse i sanntid.

Kort beskrivelse av tegningene.

For detaljforståelse av den foreliggende oppfinnelsen henvises til den påfølgende detaljerte beskrivelsen av den foretrukne utførelse i sammenheng med de tilhørende tegningene hvor like elementer har blitt like tallhenvisninger, hvor: Fig. 1 viser en skjematisk illustrasjon av anbringelsen av et brønnborehull og sammenhørende sendere og mottakere for utførelse av underjordiske seismiske undersøkelser ifølge en utførelse av den foreliggende oppfinnelsen. Fig. 1a viser et mottakernettverk for bruk på overflaten ifølge en utførelse av den foreliggende oppfinnelsen. Fig. 2 viser en skjematisk illustrasjon av anbringelsen av en mengde brønnborehull og sammenhørende sendere og mottakere for utførelse av underjordiske seismiske undersøkelser ifølge en utførelse av den foreliggende oppfinnelsen. Fig. 3 viser en skjematisk illustrasjon av flere produksjonsbrønnborehull dannet for produksjon av hydrokarboner og som utnytter informasjonen oppnådd ved undersøkelser utført ifølge foreliggende oppfinnelse. Fig. 4 viser en skjematisk illustrasjon av flere brønnborehull dannet for hydrokarbonproduksjon og som utnytter informasjon oppnådd ifølge den foreliggende oppfinnelsen, hvor minst ett av produksjonsbrønnborehullene er dannet ut fra brønnborehullet dannet for utførelse av den underjordiske seismiske undersøkelsen. Fig. 5 er en diagrammatisk oversikt over et akustisk seismisk monitoreringssystem ifølge den foreliggende oppfinnelsen.

Detaljert beskrivelse av de foretrukne utførelsene.

Generelt gir den foreliggende oppfinnelsen fremgangsmåter for oppnåelse av forbedrede seismiske modeller før boring av produksjonsbrønnborehull, hvor boringen av brønnborehullene er fundert i det minste delvis på de forbedrede seismiske modellene og fremgangsmåte for forbedret reservoarmodellering ved fortsatt seismisk undersøkelse under livsløpet av produksjonsbrønnborehullene.

Figur 1 viser en skjematisk illustrasjon av et eksempel på anbringelse av et undersøkelsesborehull og mottakere og kildepunkter for utførelse av underjordiske seismiske undersøkelser ifølge den foreliggende oppfinnelsen. For illustrasjonsformål og for å lette forståelsen, er fremgangsmåter ifølge den foreliggende oppfinnelsen beskrevet ved hjelp av eksempler og således skal slike eksempler ikke kunne tas for å være begrensninger. Videre er fremgangsmåtene beskrevet med hensyn til boring av borehull offshore men er like anvendelige for boring av brønnborehull fra landbaserte boresteder. I denne konfigurasjonen planlegges et brønnborehull 10 basert på all på forhånd eksisterende informasjon om den underjordiske formasjonens struktur. Slik informasjon omfatter typisk seismiske undersøkelser utført på overflaten og kan omfatte informasjon fra brønnborehull tidligere dannet i det samme eller i nærliggende felt. Som et eksempel viser Fig. 1 ikke-hydrokarbonførende formasjoner la og Ib adskilt av hydrokarbonførende formasjoner Ila og Nb (her også henvist til som "produksjonssoner" eller "reservoar"). Etter at brønnbanen for

undersøkelsesborehullet 10 har blitt bestemt bores det på hvilken som helst vanlig måte. Typisk finnes reservoar i flerfoldige tusen fots dybde under jordoverflaten og i mange tilfeller er olje og gass fanget i flere soner adskilt ved ikke-hydrokarbonførende soner. Det foretrekkes at de hydrokarbonførende formasjonene ikke skal invaderes av borevæsker og annen boreaktivitet unntatt det som er nødvendig for å bore brønnborehull for utvinning av hydrokarboner fra slike formasjoner. Derfor er det generelt foretrukket at undersøkelsesborehullet 10 plasseres i en ikke-hydrokarbonførende formasjon slik som formasjonen la. I tillegg er det foretrukket at undersøkelsesborehullet plasseres relativt nær og langs reservoarene.

Vanligvis er produksjonsbrønnborehull relativt store i diameter, generelt mer enn syv tommer (7") i diameter. Slike stor-diameter brønnborehull er dyre å bore. Undersøkelsesborehull slik som borehullet 10 i eksempelet, behøver imidlertid bare være stor nok til å romme akustiske mottakere slik som hydrofoner, fiberoptiske sensorer, og en akustisk kilde som beveges innenfor borehullet som nærmere forklart nedenfor. Slike slanke borehull kan bores relativt billig i ikke-produserende soner uten hensyn til invasjon av formasjonene nær borehullet. I tillegg kan relativt billige fluider benyttes for å bore slike borehull. Som nevnt før likker reservoarer flere tusen fot under jordens overflate og således kan undersøkelsesborehullet som borehullet 10 være plassert flere tusen fot under jordoverflaten. I tillegg, dersom undersøkelsesborehullet ikke til sist skal benyttes for formål som ville kreve foring eller annen komplettering av borehullet, kan et slikt borehull fylles med et tungt fluid (kalt "kill-vekt" fluid) for å motvirke kollaps av borehullet.

Når undersøkelsesborehullet 10 har blitt boret plasseres en mottaker- streng eller - linje 12 med en mengde serielt adskilte mottakere 12a langs borehullet. Mottakerstedene 12a er helst gitt like avstander og hvert mottakersted 12a kan omfatte en eller flere mottaker som hydrofoner, seismometre eller akselerometre. Mottakerne kunne også være enkel- eller flerfiber-optiske strenger eller segmenter, hvor hvert slikt segment inneholder en mengde adskilte fiberoptiske sensorer; i et slikt tilfelle er en lyskilde og detektor (ikke vist) utplassert i borehullet for å sende lysenergi til sensorene og mottakeren den reflekterte lysenergi fra sensorene og passende anbrakt datainnsamlings- og prosesseringsenhet benyttes for prosessering av lyssignalene. Bruken av slike mottakerlinjer er kjent innen faget og beskrives ikke i detalj her. Alternativt eller i tillegg til mottakerstrengen 12 kan en eller flere mottakerlinjer som linjen 14, hver med en mengde serielt adskilte akustiske sensorer 14a være utplassert på havbunnen 16 for anvendelse på relativt grunt vann. For relativt dypvannsanvendelse kan en eller flere mottakerlinjer være plassert med relativt kort avstand under havflaten 22. Mottakerlinjer 22 gjøres flytende slik at de forblir i en ønsket avstand under havflaten. Figur 1a viser et planriss av en eksemplelvis konfigurasjon av en mengde av mottakerlinjer R1-Rn som kan være anbrakt på jordens overflate. Mottakerne i hver linje er tilegnet ved rij hvor i er linjen og j er den sekvensielle rekkefølgens posisjon på linjen i. Mottakerne på tilstøtende linjer er vist forskjøvet med halve avstanden mellom tilstøtende mottakere.

De samme fiberoptiske sensorene kunne benyttes som en akustisk sensor og for å bestemme andre nedihullsforhold som temperatur, trykk og fluidstrømning. Bruken av fiberoptiske sensorer i nedihulls verktøy er fullt ut beskrevet i "provisional application US/60/045,354 som herved refereres til.

Vi henviser igjen til Fig. 1. For å utføre en seismisk undersøkelse fra undersøkelsesborehullet 10 utløses en seismisk kilde (akustisk sender) på et første sted, slik som stedet 12s1. De akustiske signalene beveger seg omkring undersøkelsesborehullet 10 og reflekteres refrakteres ved laggrenseflater mellom de forskjellige formasjoner. De reflekterte bølgene slik som bølgene 30 detekteres ved mottakere 12s i undersøkelsesborehullet 12. De detekterte signalene overføres til en overflatekontrollenhet 70 som prosesserer de detekterte signalene ifølge kjente seismiske prosesseringsmetoder. Ønsket informasjon som relaterer seg til undersøkelsesaktiviteten viser på et visningspanel og all ønsket informasjon registreres på en opptaker. Kontrollenheten omfatter helst en regnemaskin med et seismisk dataprosesseringsprogram for utførelse av prosessering av mottakerdataene og for å kontrollere opereringen av kilden 15.

Kilden 15 flyttes så til neste sted i borehullet 10 og prosessen ovenfor gjentas. Når mottakerlinjer slik som linjer 14 er utplassert på havbunnen 16 detekteres signaler 32 fra de underjordiske formasjonene ved mottakerne 14a. Signalene detektert ved sensorene 14a blir så samlet inn og prosessert ved kontrollenheten 70 på måten som tidligere beskrevet. Når mottakerlinjer 18 er anbrakt liggende i sjøvannet 20 så blir reflekterte signaler vist ved linjene 34 detektert ved mottakere 18a i linjer 18. Signalene mottatt ved linjene 18 prosesseres så ved kontrollenheten 70 på måter som beskrevet tidligere. Det bør bemerkes at for dennes utførelse av oppfinnelsen hensikt kan enhver kombinasjon av mottakerlinjer utnyttes. I tillegg kan kilden aktiveres ved overflatesteder.

I den første utførelsen av oppfinnelsen er kilden 15 helst ledet inn i undersøkelsesborehullet 10 og flyttet til hvert av kildepunktene 15si. Dette tillater utnyttelse av bare en kilde for utførelse av undersøkelsen. Kilden 15 er helst innrettet for å utsende akustiske signaler ved enhver frekvens innenfor et spenn av frekvenser. Kontrollenheten 70 benyttes til å forandres amplituden og frekvensen av de akustiske signalene utsendt ved kilden 15. Fordi undersøkelsesborehullet er strategisk plassert på relativt kort avstand fra noen eller alle de produserende formasjonene kan et relativt høyfrekvent signal anvendes for å oppnå høyoppløsnings-seismiske kart for korte avstander, som ikke er gjennomførbart fra noen seismiske undersøkelser som utføres fra overflaten. I tillegg kan kilden 15 orienteres i hvilken som helst retning for å sende ut akustiske signaler i en bestemt retning (heretter kalt fokuserte signaler). Dette kan tillate å oppnå sann tredimensjonal laggrenseinformasjon med hensyn til formasjoner som omgir undersøkelsesborehullet 10. Under boring av borehullet kan borkaks fra kjente dybder fremskaffe informasjon om bergartsstrukturen som igjen kan benyttes til å bestemme relativt nøyaktig de akustiske hastigheter av noen av de formasjoner som omgir undersøkelsesborehullet 10. Disse hastighetene benyttes under prosessering av signalene som detekteres ved mottakerlinjene, så som linjer, så som linje 12, 14 og 18. Dette gir et mer nøyaktig omriss av laggrenseflater sammenlignet med overflateseismiske undersøkelser som typisk benytter estimerte verdier av akustiske hastigheter for underjordiske formasjoner.

Informasjonen oppnådd fra undersøkelsen ovenfor benyttes for å oppdatere tidligere eksisterende seismiske modeller. Dette kan gjøres ved å kombinere data oppnådd fra undersøkelsen utført fra undersøkelsesborehullet 10 eller ved enhver annen kjent metode. I tillegg til virkelige akustiske hastigheter for underjordiske formasjoner oppnådd herved kan utnyttes til å oppdatere seismiske modeller for området.

Det henvises til Fig. 1a, hvor kildelinjen definert ved s1-sp er vist symmetrisk anbrakt i forhold til de overflateseismiske linjene R1-Rn . Det foretrekkes å utnytte symmetriske mottaker- og senderkonfigurasjoner fordi det forenkler dataprosessering.

Fig. 2 viser en skjematisk illustrasjon av anbringelsen av en mengde brønnborehull og sammenhørende sender- og mottakerlinjer for utførelse av underjordiske seismiske undersøkelser ifølge en fremgangsmåte av en utførelse av oppfinnelsen. I denne konfigurasjonen dannes et undersøkelsesborehull 100 langs en brønnbane basert på den tidligere seismikk og annen underjordisk informasjon som er tilgjengelig. Borehullet 100 har et første forgreningsborehull 100b anbrakt over det første reservoaret Ila og et andre forgreningsborehull 11 b anbrakt over og langs et andre reservoar Nb. Andre konfigurasjoner for multiple undersøkelser kan adopteres basert på plasseringen av reservoar som skal utvikles. For eksempel kan separate borehull bores fra forskjellige overflatesteder. Et undersøkelsesborehull kan bores langs et fall for mer nøyaktig å kartlegge den fallende formasjonen ved hjelp av relativt høyfrekvente akustiske signaler.

Hver av undersøkelsesborehullene slik som borehullene 100a og 100b er foret med en mottakerlinje 102 og 104 respektive. For å utføre seismisk undersøkelse fra borehullet 100a blir en sender aktivert fra hver av kildepunktene s. De reflekterte signalene 106 detekteres ved mottakerne r i linje 102, hvilke som helst mottakere i alle andre undersøkelsesborehull og av hvilke som helst mottakere anbrakt på overflaten. Dataene fra mottakerne blir så prosessert ved kontrollenheten på måten beskrevet ovenfor med hensyn til Fig. 1 for å oppnå informasjon om de underjordiske formasjonene. Seismiske data kan oppnås ved forskjellige frekvenser og ved å benytte fokuserte signaler på måter beskrevet tidligere med hensyn til Fig. 1.

Fig. 3 viser en skjematisk illustrasjon av multiple produksjonsbrønnborehull dannet for produksjon av hydrokarboner ved å utnytte informasjon oppnådd ved undersøkelser utført ifølge en utførelse av oppfinnelsen. Når den underjordiske geologiske informasjon har blitt oppdatert, bestemmes størrelsen og plasseringen av produksjonsborehull som borehullene 100, 100a og 100b for utvikling av en region bestemt på grunnlag av de oppdaterte seismogrammene eller underjordiske modellene. De således ønskede brønnborehull bores og kompletteres for å produsere hydrokarboner. Det er ønskelig å plassere en mengde mottakere, som for eksempel mottakere 202 i borehullet 200a og mottakere 206 i borehullet 200b. I noen tilfeller kan det være ønskelig å etterlate mottakerlinjen 12 i undersøkelsesborehullet 10.1 løpet av levetiden for borehullene 200a og 200b kan akustiske kilder aktiveres ved valgte steder i hvilke som helst av produksjonsbrønnborehullene og i undersøkelsesborehullet 10. Mottakere i de forskjellige borehullene detekterer signaler samsvarende med de utsendte signaler. De detekterte signaler blir så prosessert for å bestemme tilstanden av de forskjellige reservoarene over tid. Denne informasjonen blir så benyttet for å oppdatere reservoarmodeller. De oppdaterte reservoarmodellene blir deretter benyttet for å styre produksjonen fra de forskjellige borehullene i feltet. De oppdaterte modellene kan brukes for selektivt å forandre produksjonsratene fra hvilket som helst av produksjonsbrønnborehullene i feltet, å stenge ned en bestemt brønn, å overhale et bestemt brønnborehull, etc. den permanente tilgjengelighet av mottakerlinjer i undersøkelsesborehullet 10 som er relativt nær produksjonsbrønnborehullene 200a og 200b fremskaffer mer nøyaktig informasjon om de underjordiske formasjonene enn undersøkelser utført fra overflaten. Imidlertid kan overflateseismiske undersøkelser som utføres etter at brønnborehullene har produsert fremdeles oppdateres med informasjon oppnådd fra undersøkelser som er utført ved å benytte undersøkelsesborehullet 10.

Fig. 4 viser en skjematisk illustrasjon av multiple produksjonsbrønnborehull dannet for produksjon av hydrokarboner på bakgrunn av informasjon oppnådd fra undersøkelser utført ifølge en utførelse av oppfinnelsen, hvor minst en av produksjonsbrønnborehullene er dannet fra borehullet som er laget for å utføre underjordisk seismisk undersøkelse. I noen tilfeller kan det være ønskelig å bore et undersøkelsesborehull som senere kan benyttes til å danne

produksjonsgrenborehull ut fra. Figur 4 viser formasjonen av et undersøkelsesborehull 300a fra en felles vertikal brønnseksjon 300. Borehullet 300 er først benyttet til å utføre seismiske undersøkelser på måten beskrevet heri og så er ett eller flere produksjonsborehull slik som brønnborehullene 300b og 300c dannet ut fra undersøkelsesborehullet 300a. Ytterligere produksjonsbrønnborehull som 310 kan dannes ut fra den felles borehullseksjonen 300 eller fra andre overflatesteder (ikke vist) etter ønske. Mottakere 302a og 312a respektive vist i borehullene 300a og 310 utøver samme funksjoner som forklart ovenfor med hensyn til figurene 1-3.

Et annet aspekt ved oppfinnelsen er bruken av permanent nedihulls anbrakte akustiske sensorer. Fig. 5 viser en skjematisk representasjon av det akustiske seismiske monitoreringssystemet som beskrevet umiddelbart ovenfor. Fig. 5 viser nærmere en produksjonsbrønn 410 for produksjon av olje, gass eller lignende. Brønn 410 er definert ved brønnforingen 412 som er sementert eller på annen måte permanent plassert i jorden 414 ved hjelp av en passende sement 416. Brønnen 410 har blitt komplettert på kjent måte ved å bruke produksjonsrør med en øvre seksjon med produksjonsrør vist ved 416A og en nedre del med produksjonsrør 416B. Festet mellom produksjonsrørene 416A og 416B på en passende plass er den permanente akustiske seismiske sensor i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen og er vist generelt ved 418. Akustisk sensor 418 omfatter et hus 420 med en primær strømningspassasje 422 som kommuniserer med og er generelt innrettet med produksjonsrørene 416A og 416B. Huset 420 omfatter også en sidepassasje 424 som er lateralt forskjøvet fra den primære strømningspassasje 422. Sidepassasjen 424 er definert ved en lateralt utspringende seksjon 426 av huset 420 og en indre skillevegg 428. Plassert innenfor sidepassasjen 424 er en nedihulls elektronikk- og kontrollmodul 430 som er forbundet i serie med en mengde permanente akustiske mottakere 432 (f.eks. Hydrofoner, seismometre og akselerometre). De akustiske mottakerne 432 er anbrakt longitudinalt langs produksjonsrøret 416 (og derfor longitudinalt langs veggen av borehullet) i et område av den geologiske formasjonen som er av interesse med hensyn til avføling og registrering av seismiske forandringer med hensyn til tid. Ved jordoverflaten 434 er et overflatekontrollsystem 436 som kontrollerer en akustisk sender 438. Som drøftet kan senderen 438 også være anbrakt under overflaten 434. Senderen 438 vil periodisk sende ut akustiske signaler inn i den geologiske formasjonen som så blir avfølt ved arrayen av akustiske mottakere 432 med de resulterende avfølte data prosessert ved hjelp av kjente analyseteknikker.

En mer kompleks beskrivelse av borehull som omfatter permanent nedihulls formasjonsevalueringssensorer kan finnes i US 5 662 165 hvor hele innholdet inkorporeres ved referanse dertil.

Som diskutert i fagblader som i artikkelen "4D Seismic Helps Track Drainage, Pressure Compartmentalization", Oil and Gas Journal, 27. mars 1995, pp. 55-58, og "Method Described for Using 4D Seismic to Track Reservoir Fluid Movement", Oil and Gas Journal, 3. apr. 1995, pp. 70-74 (begge artikler her fullt inkorporert ved referanse), blir seismisk monitorering av brønner over tid et viktig verktøy i analysering og varsling av brønnproduksjon og ytelse. Før foreliggende oppfinnelse kunne slik seismisk monitorering kunne slik seismisk monitorering bare gjøres i nær sanntid ved bruk av kjente vaierlinjeteknikker; eller på sensorer anbrakt på utsiden av forskjellige former for grunne anvendelser (aldri i produksjonsbrønner). Eksempler på slik seismisk monitorering er beskrevet i US 5 194 590. Artikkelen "Time-lapse crosswell seismic tomogram interpretation: Implications for heavy oil reservoir characterization, thermal recovery process monitoring and tomographic imaging technology", Geophysics 60, no.3 (mai/juni),pp 631-650; og artikkelen "Crosswell seismic radial survey tomograms and the 3-D interpretation of a heavy oil steamflood", Geophysics 60, 3 (mai/juni), pp 651-659 hvor hele innholdet inkorporeres her ved referanse. Imidlertid er, i samsvar med foreliggende oppfinnelse, et vesentlig fremskritt i seismisk monitorering oppnådd ved å installere de seismiske (dvs. akustiske) sensorene som en permanent nedihulls installasjon i en brønn. En mengde seismiske sendere som beskrevet i US 5 662 165 benyttes som kilder for seismisk energi i borehull ved kjente steder. De seismiske bølgene som detekteres ved mottakere i andre borehull gir etter passende analyse et detaljert tredimensjonalt bilde av en formasjon og fluider i formasjonen med hensyn til tid. Således ifølge oppfinnelsen har en operatør et kontinuerlig sanntids tredimensjonalt bilde av borehullet og omgivende formasjon og er i stand til å sammenligne sanntidsbildet med tidligere bilder for å forsikre seg om endringer i formasjonen; og, som diskutert mer detaljert nedenfor, kan denne kontinuerlige overvåkningen gjøres fra en fjerntliggende lokalitet.

En slik bildedannelse av fluidforhold kan benyttes for å kontrollere produksjonsoperasjoner i reservoaret. For eksempel gjør et bilde av gass/vann kontakten i et produserende gassreservoar det mulig å foreta forebyggende handlinger før vann blir produsert i en brønn ved selektivt å stenge hylser, pakninger, sikkerhetsventiler, plugger og andre fluidkontrollinretninger nedihulls hvor det fryktes at vann kan bli produsert dersom man ikke foretar forebyggende handlinger. I en dampflømmings- eller C02-flømmingsoperasjon for sekundær utvinning av hydrokarboner injiseres damp eller C02 inn i reservoaret ved utvalgte injeksjonsbrønner. Dampen eller C02-en driver oljen i porerommene i reservoaret i retning av produksjonsbrønnene. I sekundære utvinningsoperasjoner er det kritisk at dampen eller C02 ikke når produksjonsbrønnene: dersom en direkte strømningsbane for damp eller C02 etablerer seg mellom injeksjonsbrønnen og gjenvinningsbrønnen (kalt et "gjennombrudd") vil videre "utskyllings"-operasjoner for å gjenvinne olje være ineffektive. Overvåkning av posisjonen for damp/olje eller C02/olje -grenseflaten er derfor viktig, og ved lukking av hylser, pakninger, sikkerhetsventiler, plugger og andre fluidkontrollinnretninger i en produkjonsbrønn der et gjennombrudd er umiddelbart forestående, kan strømningsmønsrene endres tilstrekkelig til å unngå et gjennombrudd. I tillegg kan hylser og fluidtrykk-kontrollinnretninger opereres i injeksjonsbrønnene for å påvirke den generelle strømningen av fluider i reservoaret. De nedihulls seismiske dataene for å utføre den tomografiske analysen overføres opp i hullet ved fremgangsmåter beskrevet i US 5 662 165 innsamlet ved kontrollsenteret og overført til en fjerntliggende plass hvor en kraftig digital regnemaskin benyttes for å utføre den tomografiske analysen i samsvar med fremgangsmåter beskrevet i patentet og referansene ovenfor.

Et annet aspekt ved oppfinnelsen er evnen til å kontrollere en oppsprekkings- eller fraktureringsoperasjon. I en "frac jobb" injiseres fluid ved et høyt trykk inn i en geologisk formasjon som lider under utilstrekkelig permeabilitet for strømning av hydrokarboner. Injeksjon av høytrykksvæske inn i en formasjon ved en brønn har den virkningen at formasjonen fraktureres. Disse frakturene utbrer seg generelt bort fra brønnen i retninger bestemt av egenskapene i bergarten og de underjordiske stresstilstander. Som diskutert av P.B.Wills et al i en artikkel kalt "Active and Passive Imaging of Hydraulic Fracture", Geophysics, the Leading Edge of Exploration, july, pp 15-22 (som opptas her som referanse) gjør bruken av nedihulls geofoner i en brønn (en overvåkningsbrønn) det mulig å monitorere utbredelsen av frakturer fra en annen brønn enn den brønnen hvor fraktureringen induseres fra. Den utbredende fraktur i formasjonen virker som en serie av små seismiske kilder som sender ut seismiske bølger. Disse bølgene kan registreres i sensorene i overvåkningsbrønnen og på grunnlag av de registrerte signalene i et antall overvåkningsbrønner kan den aktive kant av frakturen overvåkes. Det å ha slike sanntidsobservasjoner gjør det mulig å kontrollere selve fraktureringsoperasjonen ved å benytte fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen.

Claims (14)

1. Fremgangsmåte for å oppnå geofysisk informasjon om geologiske formasjoner,karakterisert ved at den omfatter følgende trinn: a) dannelse av et undersøkelsesborehull langs en forhåndsbestemt brønnbane, der en del av borehullet er tett ved et produksjonsreservoar, og i en viss avstand fra jordoverflaten; b) anbringelse av en første mengde av adskilte seismiske mottakere i undersøkelsesborehullet; c) generering av seismiske pulser inn i de geologiske underjordiske formasjonene, der de seismiske pulsene er akustiske signaler med en frekvens i et frekvensområde; d) detektering ved mengden av seismiske mottakere av seismiske bølger som reflekteres ved de geologiske formasjonene som respons på de genererte seismiske pulsene, og generering av signaler som respons på slike detekterte seismiske bølger; og e) prosessering av de genererte signalene for å oppnå geofysisk informasjon om de underjordiske formasjonene; og f) utforming av et produksjonsbrønnhull i grunnformasjonen ved å benytte den ervervede geofysiske informasjonen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at undersøkelsesborehullet er formet slik at det ikke skjærer en hydrokarbonførende formasjon.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter kombinasjon av den oppnådde geofysiske informasjon om de underjordiske formasjonene med andre data for å oppnå forbedret geofysisk informasjon om de underjordiske geologiske formasjonene.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at den forbedrede geofysiske informasjonen er en av følgende: i) et seismogram av de underjordiske geologiske formasjonene, ii) en akustisk hastighet av en underjordisk formasjon, iii) avstand mellom undersøkelsesborehullet og en laggrenseflate, og iv) avstand mellom minst to underjordiske laggrenseflater.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, karakterisert ved at den forbedrede geofysiske informasjonen er et 4-D kart over de underjordiske formasjonene.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at de seismiske pulsene genereres ved en kilde anbrakt på et sted som er ett av i) innenfor undersøkelsesborehullet, ii) på overflaten, iii) et offshore sted, og iv) et sekundært borehull.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter i) anbringelse av en andre mengde av adskilte seismiske mottakere utenfor undersøkelsesborehullet; ii) detektering av seismiske bølger som er reflektert av geologiske formasjoner som respons på induserte seismiske pulser, ved mottakere i den andre mengden av mottakere, og generering av signaler som respons på slike detekterte seismiske bølger; og iii) kombinering av signalene fra den første og den andre mengden av mottakere for å oppnå den geofysiske informasjonen.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter dannelse av minst ett borehull i den hydrokarbonførende formasjonen hvis brønnbane i det minste delvis er bestemt ut fra den oppnådde geologiske formasjonen.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter i) påfølgende utførelse av seismiske undersøkelser for å oppnå sekundær informasjon om den underjordiske formasjonen, og ii) kombinasjon av den oppnådde geofysiske informasjonen og den sekundære geofysiske informasjonen for å oppnå et forbedret kart over de underjordiske formasjonene.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den omfatter frembringelse av et kryss-brønn-seismogram ut fra de detekterte seismiske bølgene.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at de seismiske mottakerne velges fra mengden bestående av geofoner, akselerometre, hydrofoner og fiberoptiske sensorer.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at brønnbanen er nær et produserende intervall, hvor nevnte borehull primært dannes for å utføre seismiske undersøkelser og ikke for utforsknings- eller produksjonsformål og der de seismiske pulsene blir generert ved en mengde med adskilte posisjoner i undersøkelsesborehullet.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at undersøkelsesborehullet er formet slik at det ikke skjærer en hydrokarbonførende formasjon.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at mottagerne er permanent installert i undersøkelsesborehullet.