NO339159B1 - Anordning og fremgangsmåte for utvikling av et hydrokarbonreservoar i en jordformasjon - Google Patents

Description

BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN

Oppfinnelsens område

[0001] Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt instrumentering for å vurdere formasjoner rundt borehull samt fremgangsmåter for bruk av slik instrumentering ved boring av retningsbrønner. Mer spesifikt vedrører foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å måle posisjonen til en borestreng under boring av et horisontalt borehull og holde borestrengen innenfor ønskede grenser ved hjelp av formasjons-evalueringsverktøy basert på elektromagnetiske bølger.

Beskrivelse av beslektet teknikk

[0002] For å utvinne hydrokarboner, så som olje og gass, borer man brønnboringer ved å rotere en borkrone festet i enden av en borestreng. Borestrengen kan være et roterbart leddet rør eller et kveilerør. Borehull kan bli boret vertikalt, men retnings-boringssystemer anvendes ofte for boring av borehull som avviker fra vertikalen, og/eller horisontale borehull, for å øke hydrokarbonproduksjonen. Moderne retnings-boringssystemer anvender i alminnelighet en borestreng med en bunnhullsenhet (BHA) og en borekrone i enden av denne som roteres av en boremotor (slammotor) og/eller borestrengen. Et antall nedihullsanordninger anordnet i umiddelbar nærhet av borekronen måler bestemte nedihulls driftparametere i tilknytning til borestrengen. Slike anordninger omfatter typisk følere for å måle nedihulls temperatur og trykk, verktøy-azimut, verktøy-helning. Videre anvendes måleanordninger så som en resistivitetsmålingsanordning for å bestemme forekomst av hydrokarboner og vann. Ytterligere nedihulls-instrumenter, kjent som MWD-(Measurement-While-Drilling)-verktøy eller LWD-(Logging-While-Drilling)-verktøy, er ofte festet til borestrengen for å bestemme formasjonens geologi og formasjonsfluidets beskaffenhet og tilstand under boreoperasjonene.

[0003] Borehull blir vanligvis boret langs forbestemte baner, og går gjennom forskjellige formasjoner. En boreoperatør styrer vanligvis de overflatestyrte bore-parametre under boreoperasjoner. Disse parametrene omfatter borkronetrykket, strømningen av borefluid gjennom borerøret, borestrengens rotasjonshastighet (omdreininger pr. min. for overflatemotoren koblet til borerøret) samt borefluidets densitet og viskositet. Driftsforholdene nedihulls endrer seg hele tiden, og operatøren må reagere på disse endringene og justere de overflatestyrte parametrene for å kontrollere boreoperasjonene. Ved boring av et borehull i et nytt område anvender operatøren typisk plott fra seismiske undersøkelser, som viser et overordnet bilde av undergrunnsformasjonene, og en planlagt borehullsbane. Ved boring av flere borehull i samme formasjon kan operatøren også ha informasjon om de tidligere borede borehullene i samme formasjon.

[0004] For å maksimere utvinningen av olje fra borehull blir borehullene vanligvis boret i en hovedsaklig horisontal retning i umiddelbar nærhet av olje-vann kontakten, men likevel innenfor oljesonen. US-patentet RE35386 til Wu mfl., som er overdratt til samme som denne søknaden og som inntas her ved referanse i sin helhet, viser en fremgangsmåte for å detektere og finne grenser i en formasjon under retningsboring slik at boreoperasjonen kan justeres for å holde borestrengen innenfor et valgt lag. Fremgangsmåten omfatter innledende boring av en sidebrønn (offset well) som benyttes til å bestemme formasjonens resistivitet som funksjon av dyp. Denne resistivitetsinformasjonen blir da modellert for å danne en modell-logg som angir responsen til et resistivitetsverktøy innenfor et valgt lag i en hovedsaklig horisontal retning. En retningsbrønn (f.eks. horisontal) blir deretter boret der resistiviteten logges i sanntid og sammenliknes med den modellerte horisontale resistiviteten for å bestemme posisjonen til borestrengen, og dermed borehullet, i det hovedsaklig horisontale laget. Basert på dette kan boreretningen korrigeres eller justeres slik at borehullet holdes innenfor det ønskede laget. Utførelsen anvendt i Wu-patentet er vist skjematisk i figur 1 av et borehull 15 med en borestreng 21 med en borkrone 17 for å bore borehullet. Resistivitetsføleren er angitt med 19 og omfatter typisk en sender og flere følere. Målinger kan bli gjort med signalforplantningsfølere som jobber med en frekvens på 400 kHz og høyere, typisk 2MHz.

[0005] En begrensning ved fremgangsmåten og anordningen anvendt av Wu er at resistivitetsfølere reagerer på olje-vann kontakter for forholdsvis små avstander, typisk ikke mer enn 5 m; ved større avstander reagerer ikke tradisjonelle signal-forplantningsverktøy på resistivitetskontrasten mellom vann og olje. Wu beskriver bruk av en anordning der én enkelt sender anvendes og amplitude- og fasemålinger gjøres av to mottakere som står i en avstand fra hverandre. US 5,001,675 omhandler et fase- og amplitude-kalibreringssystem for elektromagnetiske forplantning basert på jordformasjonsevalueringsinstrumenter. US-patentet 5,869,968 til Brooks mfl., overdratt til samme som foreliggende oppfinnelse, beskriver et DPR-(Dual Propagation Resistivity)-verktøy der et par av sendere er symmetrisk anordnet rundt et par av mottakere. Med anordningen til Brooks er det mulig å unngå effekten av vekselsidig kobling mellom mottakere i et propageringsresistivitetsverktøy. Selv med DPR-anordningen er det imidlertid vanskelig å oppnå den nødvendige nøyaktighet for å oppdage grenser som befinner seg et titalls meter fra borehullet. Det skal bemerkes at for formålet med foreliggende oppfinnelse, betegnelsen grense omfatter grenser mellom geologiske formasjoner så vel som skilleflater mellom forskjellige fluider i undergrunnen.

[0006] En indikasjon på den ønskede målepresisjonen kan ses i figurene 2 og 3. Vist er simuleringer av amplitude (figur 2) og fase (figur 3) for en 3D-modell der resistiviteten til den vannfuktede formasjonen var 0,2Qm og resistiviteten til den oljefuktede formasjonen var 20 Qm. Abscissen representerer avstanden til olje/vann-skilleflaten. Vist i figur 2 er amplitudeforhold (i dB) for to mottakere. Amplitudeforholdene er normalisert med amplitudeforholdet ved en avstand på 20m, slik at de ikke er absolutte amplitudeforhold. Tilsvarende viser figur 3 relative faseforskjeller mellom målinger ved de to mottakerne normalisert med faseforskjellen ved 20m. Avstanden mellom de to mottakerne i modellen var 5m. Avstanden mellom senderen og den nærmeste mottakeren var 12m.

[0007] I figur 2 er kurvene 31, 32, 33, 34, 35 og 36 de normaliserte amplitudeforholdene henholdsvis for frekvensene 4 kHz, 20 kHz, 60 kHz, 100 kHz, 200 kHz og 400 kHz. I figur 3 er kurvene 41, 42, 43, 44, 45 og 46 de normaliserte faseforskjellene henholdsvis for frekvensene 4 kHz, 20 kHz, 60 kHz, 100 kHz, 200 kHz og 400 kHz. Det er viktig å merke seg at ved 400 kHz, både amplitudeforholdene og faseforskjellene er forholdsvis upåvirket for avstander mindre enn 10 m. Dette stemmer overens med resultater vist i Wu.

[0008] Simuleringsresultatene viser også at selv ved lavere frekvenser er et høyt presisjonsnivå nødvendig for amplitude- og fasemålingene for at de skal kunne anvendes som avstandsindikatorer. En slik presisjon har hittil ikke vært mulig med lavfrekvente verktøy (lavere enn omtrent 400 kHz).

[0009] Det ville være ønskelig med en anordning og en fremgangsmåte for bruk av anordningen som gjør det mulig å identifisere undergrunns lag-grenser eller skilleflater ved avstander som er større enn 10m for å bevirke reservoarnavigering. En slik anordning bør ha et høyt presisjonsnivå og være forholdsvis enkel å bruke. Foreliggende oppfinnelse oppfyller dette behovet.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

[0010] Hovedtrekkene ved den foreliggende oppfinnelse fremgår av de selvstendige patentkrav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige krav. En utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse er en anordning for å utvikle et hydrokarbonreservoar, samt en fremgangsmåte for bruk av denne anordningen. Anordningen omfatter et loggingsverktøy som føres i borehullet som del av en bunnhullsstreng for boring. Loggingsverktøyet har minst én sender og to mottakere som står i en avstand fra hverandre. Senderen genererer et elektromagnetisk felt i formasjonen, og de to mottakerne mottar signaler som reaksjon på det elektromagnetiske feltet. Ved hjelp av en kalibreringskrets blir de mottatte signalene bearbeidet, slik at de gir et meget presist estimat av formasjonens resistivitet. I reservoarnavigering er det ønskelig å holde en boreenhet i en ønsket avstand fra en skilleflate (så som en olje-vann kontakt). Ved hjelp av en modell som kan være basert på målinger fra et allerede eksisterende borehull, brukes resistivitetsestimatene til å estimere avstanden til skilleflaten. Boreretningen justeres følgelig. Mottatte signaler fra en ytterligere sender anordnet mellom de to mottakerne brukes som en angivelse av andre endringer enn de som følge av avstanden til skilleflaten.

[0011] Kalibreringssignalets driftsfrekvens er tilstrekkelig nær senderens driftsfrekvens til at kalibreringssignalet er representativt for kalibrering av mottakerne ved senderens driftsfrekvens. Nærhetskriteriet kan være amplituden eller fasen til en over- føringsfunksjon ved frekvensene til senderen og kalibreringssignalet. Forskjellen i frekvens gjør det mulig å styre senderen og kalibreringskilden samtidig. Resistivitetsmålingene er basert på amplitudeforhold mellom signaler ved de to mottakerne og/eller faseforskjeller mellom de mottatte signalene. Målinger kan bli gjort med to forskjellige driftfrekvenser for senderen, og databehandling kan bli gjort med en nedihulls prosessor. Loggingsverktøyet kan være kabelført eller være del av en bunnhullsstreng som anvendes for boring.

[0012] Et kalibreringssystem er også beskrevet og omfatter en kalibreringskilde som selektivt blir koblet gjennom minst én kalibreringskrets til de første og andre mottakerne. Nedihulls-prosessoren anvender mottakernes responser til kalibreringssignalet i resistivitetsbestemmelsen. Kalibreringssignalets driftsfrekvens er tilstrekkelig nær senderens driftsfrekvens til at kalibreringssignalet er representativt for kalibrering av mottakerne ved senderens driftsfrekvens. Nærhetskriteriet kan være amplituden eller fasen til en overføringsfunksjon ved frekvensene til senderen og kalibreringssignalet. Forskjellen mellom frekvensene gjør det mulig å styre senderen og kalibreringskilden samtidig. Resistivitetsmålingene er basert på amplitudeforhold mellom signaler ved de to mottakerne og/eller faseforskjeller mellom de mottatte signalene. Målinger kan bli gjort med to forskjellige driftfrekvenser for senderen, og databehandling kan bli gjort med en nedihulls prosessor.

[0013] Videre er det beskrevet eksempelvis en anordning for å måle elektromagnetiske egenskaper ved en jordformasjon som gjennomløpes av et borehull, samt en fremgangsmåte for bruk av anordningen. Dette er gjort for å avhjelpe forståelsen av oppfinnelsen. Anordningen omfatter et loggingsverktøy som føres i borehullet. Loggingsverktøyet har minst én sender og to mottakere som står i en avstand fra hverandre. Senderen genererer et elektromagnetisk felt i formasjonen, og de to mottakerne mottar signaler som reaksjon på det elektromagnetiske feltet. Et kalibreringssignal blir selektivt koblet gjennom minst én kalibreringskrets til de første og andre mottakerne. En nedihulls prosessor gjør et estimat av formasjonens resistivitet fra de mottatte signalene ved hjelp av en mottakerkalibrering oppnådd fra kalibreringssignalene. Kalibreringskretsen(e) kan være koblet til mottakerne enten gjennom en transformator eller som viklinger av antennekjerner i mottakerne. En ytterligere sender kan være anordnet på loggingsverktøyet mellom de to mottakerne og signaler mottatt som følge av aktivering av den ytterligere senderen kan anvendes for kvalitetssikring. Eventuelt kan en temperaturføler være tilveiebragt på loggings-verktøyet, og resistivitetsberegningene kan være basert på temperaturmålingene og lagrede data vedrørende kalibreringskretsenes temperaturavhengighet.

[0014] Et maskinlesbart medium som er beskrevet for å avhjelpe forståelsen av oppfinnelsen, kan brukes sammen med en anordning i henhold til oppfinnelsen for å utvikle et hydrokarbonreservoar i en undergrunns jordformasjon. Anordningen omfatter en nedihullsenhet som føres i et borehull i jordformasjonen. Nedihullsenheten omfatter minst én sender som genererer et elektromagnetisk felt i jordformasjonen, og minst én mottaker som genererer et signal som reaksjon på det elektromagnetiske feltet. Mediet omfatter instruksjoner som gjør det mulig for en prosessor å bestemme avstanden til en skilleflate i jordformasjonen fra signalet, der skilleflaten har en resistivitetsovergangssone på den ene siden av skilleflaten. Mediet kan være et ROM, et EPROM, et EAROM, et flashminne og/eller et optisk platelager.

KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE

[0015] Foreliggende oppfinnelse forstås lettest ved henvisning til de vedlagte figurene, der like referansenummer refererer til like elementer, og der: Figur 1 er en illustrasjon av et hovedsaklig horisontalt borehull i nærheten av en olje-vann kontakt i et reservoar; Figur 2 viser simuleringsresultater for normaliserte amplitudeforhold ved to mottakere for forskjellige avstander fra en olje-vann kontakt; Figur 3 viser simuleringsresultater for normalisert faseforskjell ved to mottakere for forskjellige avstander fra en olje-vann kontakt; Figur 4 (kjent teknikk) viser et LWD-verktøy egnet for bruk med foreliggende oppfinnelse; Figur 5 viser sender/mottaker-oppsettet; Figur 6 er en skisse av resistivitetsenheten ifølge foreliggende oppfinnelse; Figur 7 er et blokkdiagram som viser de forskjellige komponentene i resistivitetsføler-systemet og tilhørende overføringsfunksjoner; Figurene 8a-c illustrerer et eksempel på innfelling av de primære resistivitetsmålingene med kalibreringsmålinger og sekundære målinger; Figur 9 viser bruk av anordningen i et avvikende borehull for reservoarnavigering; Figur 10 illustrerer resistivitets- og metningsprofilene i Grane-feltet i Nordsjøen, og viser tydelig eksistens av en J-formet resistivitetsovergangssone; Figur 11 viser en sammenlikning av inverterte avstander med den sanne verdien fra invertering av forskjellige støyfylte data med to forskjellige støynivåer for modellen vist i det første datasporet: resistivitetsprofilet er antatt å være korrekt; og Figur 12 viser innvirkningen på de inverterte avstandene ved å anta et ukorrekt resistivitetsprofil.

DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN

[0016] Figur 4 viser et skjematisk diagram av et boresystem 110 med en nedihullsenhet, som inneholder et akustisk følersystem, og overflateanordninger ifølge én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Som vist innbefatter systemet 110 et tradisjonelt boretårn 111 stående på et boredekk 112 som understøtter et rotasjons-bord 114 som roteres av en drivenhet (ikke vist) med en ønsket rotasjonshastighet. En borestreng 120 som omfatter en borerørseksjon 122 forløper nedover fra rota-sjonsbordet 114 og inn i et borehull 126. En borekrone 150 som er festet i borestrengens nedihullsende, borer seg gjennom de geologiske formasjonene når det blir rotert. Borestrengen 120 er koblet til en vinsj 130 via et rotasjonsrør 121, en svivel 118 og en wire 129 gjennom et trinsesystem 127. Under boreoperasjonene betjenes vinsjen 130 for å styre borkronetrykket og gjennomtrengningshastigheten til borestrengen 120 i borehullet 126. Vinsjens virkemåte er velkjent for fagmannen, og er således ikke beskrevet nærmere her.

[0017] Under boreoperasjoner blir et passende borefluid (vanligvis kalt "slam") 131 fra en slamtank 132 sirkulert under trykk gjennom borestrengen 120 av en slam-pumpe 134. Borefluidet 131 strømmer fra slampumpen 134 og inn i borestrengen 120 via en pumperegulering (desurger) 136, et fluidrør 138 og rotasjonsrøret 121. Borefluidet strømmer ut ved bunnen 151 av borehullet gjennom en åpning i borekronen 150. Borefluidet sirkulerer oppihulls gjennom ringrommet 127 mellom bore strengen 120 og borehullet 126, og strømmer inn i slamtanken 132 via et returrør 135. Fortrinnsvis er en rekke forskjellige følere (ikke vist) passende anordnet på overflaten i henhold til metoder som er kjent for fagmannen for å gi informasjon om forskjellige borerelaterte parametere, så som fluidstrømningsmengde, borkronetrykk, kraklast, etc.

[0018] En styringsenhet 140 på overflaten mottar signaler fra nedihulls følere og anordninger via en føler 143 anordnet i fluidrøret 138 og behandler disse signalene i henhold til programmerte instruksjoner i overflatestyringsenheten. Overflatestyringsenheten viser ønskede boreparametere og annen informasjon på en fremvisnings-anordning/monitor 142, og denne informasjonen anvendes av en operatør for å styre boreoperasjonene. Overflatestyringsenheten 140 omfatteren datamaskin, et data-lagringsminne, en dataregistrerer og annet periferiutstyr. Overflatestyringsenheten 140 omfatter også modeller og behandler data i henhold til programmerte instruksjoner og reagerer på brukerkommandoer matet inn gjennom en passende anordning, så som et tastatur. Styringsenheten 140 er fortrinnsvis innrettet for aktivere alarmer 144 når bestemte farlige eller uønskede driftsforhold inntreffer.

[0019] En boremotor eller slammotor 155 koblet til borekronen 150 via en drivaksel (ikke vist) anordnet i en opplagerenhet 157, roterer borekronen 150 når borefluidet 131 føres gjennom slammotoren 155 undertrykk. Opplagerenheten 157 understøtter de radielle og aksielle kreftene fra borekronen, nedtrykket fra boremotoren og den oppover rettede reaksjonskraften fra det anvendte borkronetrykket. En stabilisator 158 koblet til opplagerenheten 157 bevirker til å sentrere den nederste delen av slam-motorenheten. Bruken av en motor er utelukkende for illustrasjonsformål, og er ikke en begrensning av oppfinnelsens ramme.

[0020] I én utførelsesform av systemet ifølge foreliggende oppfinnelse er nedihullsenheten 159 (også referert til som en bunnhullsenhet eller "BHA"), som inneholder de forskjellige følere og MWD-anordninger for å frembringe informasjon om formasjonen, nedihulls boreparametere og slammotoren, koblet mellom borekronen 150 og borerøret 122. Nedihullsenheten 159 har fortrinnsvis en modulær oppbygning ved at de forskjellige anordninger er sammenkoblede komponenter slik at de enkelte komponenter kan byttes ut når det er ønskelig.

[0021] Som også kan sees i figur 4 inneholder bunnhullsenheten fortrinnsvis også ytterligere følere og anordninger i tillegg til de ovenfor beskrevne følerne. Disse an-ordningene omfatter en anordning for å måle formasjonens resistivitet nær og/eller foran borekronen, en gammastrålingsanordning for å måle formasjonens gammastrålingsintensitet samt anordninger for å bestemme borestrengens helning og asimut. Resistivitetsmålingsanordningen 164 er fortrinnsvis koblet ovenfor den nedre koblingsenheten 162 som tilveiebringer signaler som formasjonens resistivitet nær borekronen 150 bestemmes fra. En multipropageringsresistivitetsanordning ("MPR") anvendes som har ett eller flere par av senderantenner 166a og 166b stående i en avstand fra ett eller flere par av mottakerenntenner 168a og 168b. Magnetiske dipoler anvendes som jobber i det mellomliggende spekteret og i de lavere deler av det høyfrekvente spekteret. I drift blir de utsendte elektromagnetiske bølgene perturbert etter hvert som de forplanter seg gjennom formasjonen rundt resistivitets-anordningen 164. Mottakerantennene 168a og 168b detekterer de perturberte bølgene. Formasjonens resistivitet avledes fra fasen og amplituden til de detekterte signalene. De detekterte signalene blir behandlet av en nedihulls krets eller prosessor som fortrinnsvis befinner seg i et hus 170 over slammotoren 155, og blir sendt til styringsenheten 140 på overflaten ved hjelp av et passende telemetrisystem 172. I tillegg til eller i stedet for en propageringsresistivitetsanordning kan en passende induksjonsloggingsanordning anvendes for å måle formasjonens resistivitet.

[0022] Inklinometeret 174 og gammastrålingsanordningen 176 passende anordnet langs resistivitetsmålingsanordningen 164 for henholdsvis å bestemme borestrengens helning nær borekronen 150 og formasjonens gammastrålingsintensitet. Hvilke som helst passende inklinometere og gammastrålingsanordninger kan imidlertid anvendes for formålet med denne oppfinnelsen. I tillegg kan en azimut-anordning (ikke vist), så som et magnetometer eller en gyroanordning, anvendes for å bestemme borestrengens azimut. Slike anordninger er kjente for fagmannen, og er således ikke beskrevet nærmere her. I utførelsen beskrevet over overfører slam motoren 155 kraft til borekronen 150 via én eller flere hule aksler som står gjennom resistivitetsmålingsanordningen 164. Den hule akselen gjør at borefluidet kan strømme fra slammotoren 155 til borekronen 150. I en alternativ utførelse av borestrengen 120 kan slammotoren 155 være koblet nedenfor resistivitetsmålingsanordningen 164 eller på et hvilket som helst annet passende sted.

[0023] Borestrengen inneholder en moduloppbygget følerenhet, en motorenhet og koblingsstykker. I én utførelsesform omfatter følerenheten en resistivitetsanordning, en gammastrålingsanordning og et inklinometer, som alle befinner seg i et felles hus mellom borekronen og slammotoren. Nedihullsenheten ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter fortrinnsvis en MWD-seksjon 168 som inneholder en kjerne-dannelse-porøsitetsmålingsanordning, en kjernetetthetsanordning, et akustisk føler-system og etformasjonstestingssystem, anordnet over slammotoren 164 i huset 178 for å gi informasjon som er nyttig for å vurdere og teste undergrunnsformasjoner langs borehull 126. En nedihulls prosessor kan anvendes for å bearbeide dataene.

[0024] Anordningen av senderen 201 og mottakerne 203a, 203b er som angitt i figur 5. Senderen befinner seg i en avstand d1 fra mottakeren lengst vekk og en avstand d2 fra den nærmeste mottakeren. I én utførelsesform av oppfinnelsen er avstandene d1 og d2 henholdsvis 17 m og 12 m. Ett av de hittil ukjente særtrekkene ved foreliggende oppfinnelse er kalibreringen av mottakerne for å oppnå resistivitetsmålinger med den nødvendige presisjon. Dette beskrives i det følgende.

[0025] I figur 6 er mottakerenheten angitt generelt med 250. Omfattet i mottakerenheten er en første mottakerantenne, angitt med 203a, og tilhørende mottaker-elektronikk, angitt med 253. Den andre mottakerantenne og den tilhørende mottakerelektronikken er henholdsvis angitt med 203b og 259. En ytterligere kalibreringsantenne 257 kan være anordnet, sammen med elektronikk, i senterseksjonen 255.

[0026] I én utførelsesform av oppfinnelsen genereres magnetfelter i senderen 201 ved 2 målefrekvenser. De to frekvensene kan være 20 kHz og 50 kHz. Som følge av sendereksitasjonen blir det generert virvelstrømmer i formasjonen. Disse virvel-strømmene induserer i sin tur elektriske spenninger og strømmer i mottakerspolene. Amplitude- og faserelasjonene mellom mottakerspenningene ved de individuelle frekvensene avhenger av en rekke parametere. Disse omfatter (i) avstanden til olje-vann kontakten (OWC-avstanden), (ii) slammets resistivitet, (iii) resistiviteten til den oljeførende formasjonen, (iv) resistiviteten til den vannførende formasjonen, (v) borehullsdiameteren og (vi) avstanden mellom sender og mottaker. Dersom de siste fem parametrene holdes forholdsvis konstante eller er kjent, vil den primære endringskilden - om enn meget liten - vil være avstanden til olje-vann kontakten, som er den størrelsen som anvendes ved reservoarnavigering.

[0027] Det er velkjent at sender- og mottakerelektronikken kan være nokså følsom for temperaturvariasjoner, spesielt i borehullsmiljøet. Det kan være meget små variasjoner i temperaturfølsomheten til de to mottakerne, men variasjonene er tilstrekke-lige til å dominere endringene i mottakersignalene forårsaket av endringer i avstanden til olje-vann kontakten. Som følge av dette er det viktig med en god kalibrering av mottakerne. To metoder kan anvendes i foreliggende oppfinnelse for å bevirke denne kalibreringen.

[0028] Prosessen er illustrert skjematisk i figur 7. Ved 305 angir spekteret U^ ijo) senderutmatingen i frekvensdomenet ©. Overføringsfunksjonen Fp1( oi) 301 anvendes for å karakterisere signaloverføringen fra senderantennen til den første mottakerantennen mens overføringsfunksjonen Fp2(co) 313 anvendes for å karakterisere signaloverføringen fra senderantennen til den andre mottakerantennen. Begge over-føringsfunksjonene Fp1( a) og Fp2(co) er funksjoner av formasjonens elektriske egenskaper (konduktivitet og permittivitet) og impedansen til de respektive sender- og mottakerantennene. Vi angir videre overføringsfunksjonene til de to mottakerne med Ri( jo>) 307 og R2(/») 317. Da er utmatingene fra de to mottakerne U^ ijo) og Un2{ j^), som kan kalles de primære målingene, som reaksjon på en sendereksitasjon UbJj®), henholdsvis gitt ved:

[0029] Forholdet mellom de to mottakernes utmatinger er:

For tilfellet der de to mottakernes overføringsfunksjoner er identiske, dvs. for gir likning (3) den ønskede formasjonsegenskap-differansen mellom de to mottakerne,

[0030] I praksis er ikke nødvendigvis likn. (4) oppfylt, og i de fleste tilfeller er forskjellen mellom de to mottakernes overføringsfunksjoner så stor at formasjonsegenskap-differansen mellom de to mottakerne ikke er gitt ved likning (3). Den innbyrdes kalibreringen bestemmes i foreliggende oppfinnelse med bruk av kalibreringskretser 309 og 315 med respektive, kjente overføringsfunksjoner (^(/co) og C2(/co). Kretsene representert ved C^ija) og C2(/») kan være resistive attenuatorer forbundet med koaksialkabler mellom kalibreringskilden og den tilhørende mottaker-innmatingen. I én utførelsesform av oppfinnelsen kan transformatorer (angitt med 310, 314) anvendes for å koble koaksialkablene til den tilhørende mottakeren. I en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen kan koaksialkabelen være koblet til en sekundær vikling på kjernen (ikke vist) av mottakerantennen.

[0031] Spesifikt blir et signal fra en kalibreringskilde 321 med spektrum L/c(/co) er sendt til kalibreringskretsene 309 og 315, dvs. med kilden koblet til koblingsposisjon B. De respektive mottakerutmatingene som reaksjon på kalibreringssignalet er henholdsvis gitt ved:

[0032] Overføringsfunksjonen for kalibreringsmålingen er definert som forholdet Ac( joi) mellom mottakerutmatingene som reaksjon på kalibreringssignalet som gir den ønskede mottakerkalibreringen som: Siden Af ( jo) = A ( jo) x<Rl>, gir dette resultatet Dette kan forenkles til

er en kombinert kalibreringsoverføringsfunksjon. Følgelig, dersom den kombinerte kalibreringsoverføringsfunksjon er kjent, er da den ønskede formasjonsegenskapen

bestemt av de målte mottakersignalene og den kombinerte kalibreringsoverførings-funksjonen.

[0033] I drift anvendes to separate kalibreringsnettverk, og om nødvendig blir den kombinerte kalibreringsoverføringsfunksjonen Cc( jco) bestemt over et område av temperaturer. Kalibreringsoverføringsfunksjonen kan da bli lagret i en tabell i et minne nedihulls sammen med den aktuelle temperaturen. En nedihulls temperatur-føler måler driftstemperaturen i mottakerenheten, og den lagrede kalibrerings-overføringsfunksjonen svarende til den målte temperaturen anvendes ved behandling av mottakersignalene. I foreliggende oppfinnelse anvendes disse bearbeidede resistivitetene for reservoarnavigering som beskrevet nedenfor.

[0034] I en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen blir de målte amplitudeforhold, faseforskjeller og temperaturer sendt via telemetri til overflaten, der den korrekte resistiviteten blir bestemt. Reservoarnavigeringen kan da gjøres ved hjelp av en prosessor på overflaten under styring av et menneske.

[0035] I drift kan kalibreringskretsen bli koblet til en ytterligere antenne referert til som en kalibreringsantenne 255. Under disse betingelsene, er

Siden kalibreringsantennen er plassert mellom de to mottakerantennene bør ikke Afs( ja>) være avhengig av avstanden til olje-vann kontakten. Eventuelle endringer i Ate( ja>) angir således mulige endringer i andre faktorer enn avstanden til olje-vann kontakten. Slike andre faktorer kan omfatte endringer i borehullsdiameter og endringer i jordens resistivitet. Målingene som gjøres av kalibreringsantennen tjener således som kvalitetsikring av de primære målingene.

[0036] For å redusere akkvireringstiden og/eller å opprettholde målingenes romlige oppløsning, er det er ønskelig å gjøre de primære målingene, kalibreringsmålingene og de sekundære målingene samtidig. Som følge av dette gjøres kalibrerings målingene med en frekvens som er litt forskjellig fra hver av frekvensene for de primære målingene. Dersom for eksempel den primære frekvensen betegnes f (svarende til en vinkelfrekvens co = 2nf), påtvinges følgende begrensninger:

Grensene på 0,01 dB og 0,01° er valgt på grunnlag av den nødvendige nøyaktig-heten i bestemmelsen av avstanden til olje-vann kontakten. Et ytterligere krav er at klokkene som styrer oscillatorene ved frekvensene f og f + 8 f er stabile. For å imøte-komme stabilitetskravet kan man anvende en nedihulls atomisk klokke så som den beskrevet i US-patentsøknaden 10/664,664 til DiFoggio mfl., innlevert 18. september 2003, som inntas her som referanse.

[0037] For å imøtekomme kravet om samtidig akkvirering av de primære målingene, de sekundære målingene og kalibreringsmålingene gjøres de primære målingene hovedsaklig kontinuerlig mens de sekundære målingene og kalibreringsmålingene blir tildelt passende tidsluker. Dette er illustrert skjematisk i figur 8a, der resistivitetsmålingene er angitt med 351a, 351b, 351c, 351 d, 351 e, mens kalibreringsmålingene (figur 8b) angitt med 361a, 361b, 361c, 361 d, er innfelt mellom de sekundære målingene 371a, 371b, 371c, 371 d (figur 8d).

[0038] Som beskrevet i Wu-referansen frembringes en innledende resistivitetsmodell for det aktuelle geologiske området. Dette kan gjøres ved å logge en vertikal eller

tilnærmet vertikal brønn i nærheten av der den horisontale brønnen skal bores. Dette er illustrert i figur 9, som viser lag 401, 403, 405, 407, 409 og 411. Lag 409 kan være oljemettet reservoarbergart mens 411 kan være vannmettet. En første brønn 421 er vist, og resistivitetsmålinger gjort i den første brønnen anvendes for modellering og reservoarnavigering for den påfølgende brønnen 423. Målet er å holde den horisontale brønnen i en spesifisert avstand fra olje-vann kontakten innenfor lag 409.

Et ytterligere mål kan være å holde den horisontale brønnen innenfor laget 409 og unngå takbergarten 407. Ved hjelp av anordningen beskrevet over kan resistivitets-verdier (amplitudeforhold og faseforskjeller) overvåkes under boring, og avstanden til en skilleflate kan bestemmes basert på modellverdier. Videre kan en prosessor være konfigurert til å bestemme en avstand til én av: (i) en gass-olje kontakt, (ii) en grense mellom en reservoarbergart og en takbergart, og (iii) en skifer-vann grense.

[0039] I mange reservoarer, som følge av hydrodynamiske effekter, trenger ikke olje-vann skilleflaten være horisontal. I så fall må avstanden overvåkes kontinuerlig, og det vil ikke være tilstrekkelig å holde borehullet ved et gitt dyp (som kan bestemmes fra gyromålinger).

[0040] I praksis er det funnet at kalibreringskretsene (^(/co) og C2(/co) (og spesielt forholdet mellom dem) kan ha en liten temperaturvariasjon. Selv om det er nødven-dig å kjenne absoluttverdien til forholdet mellom dem for å bestemme resistiviteten, er det ikke slik for reservoarnavigering, der det er nok at forholdet er stabilt. Vi gjør oppmerksom på at figurene 2-3 viser relative resistivitetsendringer som funksjon av avstand fra olje-vann kontakten. En målepresisjon (dvs. repeterbarhet) som er innenfor grensene angitt i likn. (14) er tilstrekkelig, og det er ikke avgjørende at resistivitetsmålingene er absolutt nøyaktige. I én utførelsesform av oppfinnelsen beregnes forholdet én gang, og stabilitet antas. Med denne antagelsen er ikke temperaturovervåkning og -korreksjon nødvendig.

[0041] For ytterligere å bekrefte at det nye dyptavlesende LWD-resistivitetsverktøyet fungerer i praksis har vi undersøkt muligheten til å anvende det nye resistivitets-verktøyet for kvantitativ bestemmelse av avstanden til et fjernt lag. En inversjonsmetode anvendes for å bearbeide de syntetiske responsene. For å gjøre våre under-søkelser mer praktisk rettet antok vi at det resistive laget (hydrokarbonreservoaret) har en overgangssone der resistiviteten avtar gradvis mot det konduktive laget. En tilsvarende metode kan finnes i artikkelen til Seydowc mfl. Siden et resistivitetsprofil i en overgangssone kan være forskjellig fra brønn til brønn, beskriver vi resistivitetsprofilet som en J-formfunksjon og innlemmer det i vår inversjon. Ved å gjøre dette reduseres unøyaktigheten i den beregnede avstanden som følge av usikkerheten i resistivitetsprofilene. Vi fant at med rimelig nøyaktige målinger, verktøyet er i stand til å posisjonsbestemme det fjerne lagets grenser selv ved eksistens av en resistivitetsovergangssone med visse usikkerheter.

[0042] Ved geostyring er det viktig å holde borekronen innenfor et mål-lag (produk-sjonssone). Vanligvis er det en vannsone under produksjonssonen. Informasjon om avstanden fra verktøyet til en vann-olje kontakt (WOC - Water-Oil Contact) er nødven-dig for å unngå å produsere vann. Ved hjelp av MPR og resistivitetsprofilet fra en vedsidenliggende brønn kan verktøyet styres slik at det holder seg innenfor et ønsket lag. På noen felter, som i Grane-feltet i Nordsjøen, indikerer resistivitetsprofilet eksistens av en overgangssone der resistiviteten gradvis avtar mot det konduktive vannlaget (figur 10). Som en ytterligere komplikasjon oppfører resistivitetsprofilet seg forskjellig fra brønn til brønn. Dette gjør det enda vanskeligere å bestemme avstanden fra verktøyet til vann-olje kontakten. Ved å anta resistivitetsprofilet anvendte vi en inversjonsmetode for å bestemme avstanden. Avstanden kan inverteres eksakt når resistivitetsprofilet antas å være korrekt. Figur 11 viser inversjonsresultatene for data med forskjellige støynivåer. Dataspor 1 501 viser resistivitetsprofilet 509. Dataspor 2 503 viser en kurve 511 som viser den estimerte avstanden til vann-olje kontakten ved forskjellige måledyp ved anvendelse av det kjente resistivitetsprofilet og uten målestøy. Dataspor 3 505 viser den estimerte avstanden 513 til vann-olje kontakten med 2% tillagt støy. Dataspor 4 507 viser den estimerte avstanden 515 til vann-olje kontakten med 5% tillagt støy. Støyen skaper en viss usikkerhet, men den er minimal. For hvert dybdenivå er verktøyet horisontalt. Vi vil i det følgende ta for oss inversjonens følsomhet overfor usikkerheter i resistivitetsprofilet. Videre kan senderen 201, samt den første 203a og den andre 203b mottaker, ha et større under-søkelsesdyp enn det til MPR-føleranordningen.

[0043] Usikkerhetene i resistivitetsprofilet i en overgangssone vil definitivt skape usikkerheter i den inverterte avstanden til vann-olje kontakten, som vist i figur 12. Dataspor 1 551 viser det sanne resistivitetsprofilet 561. Dataspor 2 553 viser to kurver med estimert avstand til vann-olje kontakten; den ene er funnet ved å anta det sanne resistivitetsprofilet og den andre er estimert ved anvendelse av det gale resistivitetsprofilet 563. Tilsvarende viser dataspor 3 555 to kurver med estimert avstand til vann-olje kontakten; den ene er funnet ved å anta det sanne resistivitetsprofilet og den andre er funnet ved anvendelse av det gale resistivitetsprofilet 565. Resultatene viser at avvikene er små når det modellerte resistivitetsprofilet er forskjellig fra den sanne resistiviteten når avstanden er mindre enn 10m. Større avvik forekommer når avstanden er større enn 10m. Resultatene antyder at man selv om resistivitetsprofile i overgangssonen ikke er eksakt kjent kan oppnå et akseptabelt estimat (innenfor 1 m) av avstanden til det fjerne lagets grenser.

[0044] Driften av senderne og mottakerne og styringen av boreretningen kan styres av nedihulls-prosessoren og/eller en prosessor på overflaten. Underforstått med styring og behandling av data er bruk av et dataprogram på et passende maskinlesbart medium som gjør det mulig for prosessoren å bevirke styringen og data-behandlingen. Det maskinlesbare mediet kan omfatte ROM, EPROM, EAROM, flash-minner og optiske platelagre. Betegnelsen "prosessor" er her ment å omfatte en FPGA (Field Programmable Gate Array).

[0045] Selv om den foregående beskrivelsen er rettet mot de foretrukne utførelses-former av oppfinnelsen vil forskjellige modifikasjoner sees av fagmannen. Meningen er at alle slike variasjoner innenfor rammen til de etterfølgende kravene skal omfattes av den foregående beskrivelsen.

Claims (25)

1. Anordning for utvikling av et hydrokarbonreservoar i en jordformasjon, der anordningen omfatter: en bunnhullsenhet (BHA) (159) som føres i et borehull (15) i nevnte jordformasjon, der nevnte BHA (159) omfatter: en sender (201) som genererer et første elektromagnetisk felt med en første fekvens i nevnte jordformasjon, en første mottaker (203a) og en andre mottaker (203a) som står i en avstand fra den første mottaker (203a), hvor den første mottaker (203a) og den andre mottaker (203b) henholdsvis genererer første og andre signaler som reaksjon på nevnte første elektromagnetiske felt, og der anordningen erkarakterisert ved: et kalibreringssystem på nevnte BHA (159) omfattende en kalibreringskilde (321) som kjører med en andre frekvens som er forskjellig fra den første frekvensen, som bestemmer en relativ eller innbyrdes kalibrering av nevnte første og andre mottakere (203a, 203b); og en prosessor som fra nevnte første og andre signaler og nevnte bestemte innbyrdes kalibrering bestemmer en avstand til en olje-vann grense- eller skilleflate i nevnte jordformasjon.

2. Anordning ifølge krav 1, der nevnte olje-vann grense- eller skilleflate er forbundet med en resistivitetsovergangssone.

3. Anordning ifølge krav 1, videre omfattende en multipropageringsresistivitets-(MPR)-føleranordning, der senderen (201) og de første og andre mottakerne (203a, 203b) har et større undersøkelsesdyp enn det til MPR-føleranordningen.

4. Anordning ifølge krav 1, der nevnte prosessor er konfigurert til å bestemme nevnte avstand delvis basert på en resistivitetsmodell.

5. Anordning ifølge krav 4, der nevnte resistivitetsmodell blir oppnådd i hvert fall delvis basert på målinger gjort i et eksisterende borehull.

6. Anordning ifølge krav 1, videre omfattende en prosessor som er egnet til å styre boreretningen for nevnte BHA (159) basert på nevnte bestemte avstand.

7. Anordning ifølge krav 1, der nevnte kalibreringssystem videre omfatter: en anordning (310, 314) som er egnet til selektivt å koble nevnte kalibreringskilde (321) til nevnte første og andre mottakere (203a, 203b) gjennom tilhørende første og andre kalibreringskretser (309, 315), der nevnte første og andre mottakere (203a, 203b) er konfigurert til å generere tredje og fjerde signaler som reaksjon på nevnte tilkobling, og der nevnte prosessor bestemmer nevnte avstand til nevnte olje-vann grense- eller skilleflate ved videre å anvende nevnte tredje og fjerde signaler.

8. Anordning ifølge krav 7, der nevnte første og andre kalibreringskretser (309, 315) blir koblet til nevnte første og andre mottakere (203a, 203b) ved hjelp av transformatorer (310, 314).

9. Anordning ifølge krav 7, der nevnte første og andre kalibreringskretser (309, 315) er koblet til en antennekjerne henholdsvis på nevnte første og andre mottakere.

10. Anordning ifølge krav 1, der nevnte prosessor befinner seg på nevnte BHA.

11. Anordning ifølge krav 1, der prosessoren videre er konfigurert til å bestemme en avstand til én av: (i) en gass-olje kontakt, (ii) en grense mellom en reservoarbergart og en takbergart, og (iii) en skifer-vann grense.

12. Anordning ifølge krav 7, der nevnte kalibreringssystem videre omfatter: en ytterligere sender anordnet på nevnte BHA (159) mellom nevnte første og andre mottakere, der nevnte ytterligere sender selektivt blir koblet til nevnte kalibreringskilde (321) for å generere et andre elektromagnetisk felt i nevnte jordformasjon, og der nevnte første og andre mottakere (203a, 203b) genererer femte og sjette signaler som reaksjon på nevnte andre elektromagnetiske felt.

13. Anordning ifølge krav 1, videre omfattende en temperaturføler som genererer en måling som angir temperaturen i nevnte BHA (159), og der nevnte prosessor videre anvender nevnte temperaturmåling for nevnte bestemmelse av nevnte avstand.

14. Anordning ifølge krav 13, videre omfattende en minneanordning med lagrede kalibreringsdata svarende til nevnte minst ene kalibreringskrets (309, 315), og der nevnte prosessor videre anvender nevnte lagrede kalibreringsdata for nevnte bestemmelse av nevnte avstand.

15. Fremgangsmåte for å utvikle et hydrokarbonreservoar i en jordformasjon, der fremgangsmåten omfatter trinn med å: føre en bunnhullsenhet (BHA) (159) i et borehull (15) i nevnte jordformasjon; anvende en sender (201) på nevnte BHA (159) for å generere et første elektromagnetisk felt med en første frekvens i nevnte jordformasjon; generere første og andre signaler som reaksjon på nevnte første elektromagnetiske felt fra en første mottaker (203a) på nevnte BHA (159) og en andre mottaker (203b) som står i en avstand fra nevnte første mottaker (203a) på nevnte BHA (159); der fremgangsmåten erkarakterisert vedtrinn med å: bestemme en relativ eller innbyrdes kalibrering av nevnte første og andre mottakere (203a, 203b) ved hjelp av en kalibreringskilde (321) som kjører med en andre frekvens som er forskjellig fra den første frekvensen; og bestemme, fra nevnte første og andre signaler og nevnte bestemte innbyrdes kalibrering, avstanden til en olje-vann grense- eller skilleflate i nevnte jordformasjon.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, der nevnte olje-vann grense- eller skilleflate er knyttet til en resistivitetsovergangssone.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 16, der trinnet med å bestemme avstanden til nevnte olje-vann grense- eller skilleflate videre omfatter trinn med å anvende signaler fra en multipropageringsresistivitetsføler med et mindre undersøkelsesdyp enn til senderen (201) og de første og andre mottakerne (203a, 203b).

18. Fremgangsmåte ifølge krav 15, videre omfattende trinn med å anvende en modell for å bestemme nevnte avstand.

19. Fremgangsmåte ifølge krav 18, videre omfattende trinn med å avlede nevnte modell fra målinger gjort i et eksisterende borehull.

20. Fremgangsmåte ifølge krav 18, videre omfattende trinn med å styre boreretningen for nevnte BHA (159) basert på nevnte bestemte avstand.

21. Fremgangsmåte ifølge krav 15, det trinnet med å bestemme nevnte relative kalibrering videre omfatter trinn med å: (i) generere et kalibreringssignal ved anvendelse av kalibreringskilden (321), og (ii) selektivt koble nevnte kalibreringskilde (321) til nevnte første og andre mottakere (203a, 203b) gjennom minst én kalibreringskrets (309, 315), og generere tredje og fjerde signaler.

22. Fremgangsmåte ifølge krav 15, der trinnet med å bestemme nevnte avstand videre omfatter bruk av en prosessor på nevnte BHA (159).

23. Fremgangsmåte ifølge krav 20 eller 22, der trinnet med å styre nevnte retning videre omfatter bruk av en prosessor på nevnte BHA (159).

24. Fremgangsmåte ifølge krav 15, der nevnte prosessor videre er konfigurert til å bestemme en avstand til én av: (i) en gass-olje kontakt, og (ii) en grense mellom en reservoarbergart og en takbergart.

25. Fremgangsmåte ifølge krav 21, videre omfattende trinn med å: anordne en ytterligere sender på nevnte BHA (159) mellom nevnte første og andre mottakere (203a, 203b), der nevnte ytterligere sender selektivt kobles til nevnte kalibreringskilde (321), anvende nevnte ytterligere sender for å generere et andre elektromagnetisk felt i nevnte jordformasjon, og anvende femte og sjette signaler generert av nevnte første og andre mottakere (203a, 203b) som reaksjon på nevnte andre elektromagnetiske felt som en indikasjon om en endring av minst én av: (i) en formasjonsegenskap i nærheten av nevnte borehull (15), og (ii) en endring inne i nevnte borehull (15).