NO344645B1 - Anordning og fremgangsmåte for måling av sammensetning og egenskaper for fluider i brønnhull - Google Patents
Anordning og fremgangsmåte for måling av sammensetning og egenskaper for fluider i brønnhull Download PDFInfo
- Publication number
- NO344645B1 NO344645B1 NO20120952A NO20120952A NO344645B1 NO 344645 B1 NO344645 B1 NO 344645B1 NO 20120952 A NO20120952 A NO 20120952A NO 20120952 A NO20120952 A NO 20120952A NO 344645 B1 NO344645 B1 NO 344645B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pulsed neutron
- fluid
- formation
- neutron
- detector
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 150
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 51
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 36
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 109
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 87
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 72
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 52
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 52
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 47
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 43
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 14
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims description 14
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 13
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 239000001307 helium Substances 0.000 claims description 9
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 claims description 9
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims description 8
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 79
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 23
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 6
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 5
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 5
- 230000006870 function Effects 0.000 description 5
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000000921 elemental analysis Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000004047 hole gas Substances 0.000 description 1
- 238000001427 incoherent neutron scattering Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- -1 shale Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
- G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
- G01V5/08—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays
- G01V5/10—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using neutron sources
- G01V5/104—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using neutron sources and detecting secondary Y-rays as well as reflected or back-scattered neutrons
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
- G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
- G01V5/06—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging for detecting naturally radioactive minerals
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
- G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
- G01V5/08—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays
- G01V5/10—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using neutron sources
- G01V5/107—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using neutron sources and detecting reflected or back-scattered neutrons
Description
BAKGRUNN
[0001] I forbindelse med undergrunnsoperasjoner er kunnskap om sammensetningen til brønnfluider viktig for mange prosesser. De relative mengdene av forskjellige typer hydrokarbonbrennstoffer og -gasser, og også ikke-hydrokarbongasser, kan påvirke lete- og produksjonsprosesser og utformingen av gassanlegg på overflaten. Mange av dagens petrofysiske datainnsamlingssystemer og -metoder (f.eks. logging) er ikke i stand til nøyaktig å estimere beskaffenheten til slike brønnfluider. Tradisjonell petrofysisk analyse er i alminnelighet basert på målinger som er følsomme for tilstedeværelse av vann, men ufølsomme eller forholdsvis ufølsomme for hydrokarbon- og spesielt gassammensetning. Overvåkningen av fluidsammensetning har således typisk vært kvalitativ. US 2009/0210161 A1 vedrører metoder for å bestemme lokaliseringer og høyder til brudd i en undergrunnsformasjon ved bruk av et nøytronemitterende loggeverktøy. Ved å benytte forhåndsbestemte forhold (1) mellom tellehastigheter for loggeverktøyet og assosierte tilsynelatende formasjonhydrogenindeksverdier og (2) mellom tellehastighetsforhold for loggeverktøyet og assosierte tilsynelatende formasjonhydrogenindeksverdier, vil metodene detektere nærvær og høyder i formasjonen av bulkproppmateriale som inneholder et høytermisk nøytroninnfangende tverrsnittsmateriale, på en måte som i vesentlig grad eliminerer usikkerhet for bestemmelse av bulkproppmateriale som følge av en tidligere endring i formasjonhydrogenindeksverdier. US 2008/0308720 A1 omhandler en elementær analyse av en grunnformasjon ved bruk av målinger fra et gammastråleloggeverktøy. Fra den elementære analysen bestemmes et estimat av karboninnholdet og svovel-, vanadium-, nikkel-, titan- og/eller molybden-innholdet i formasjonen. Et tabelloppslag er brukt for å estimere viskositeten fra den elementære sammensetningen. US 2009/0026359 A1 beskriver en metode som bruker uelastiske og innfangende gammastråletellehastigheter fra to detektorer i et borehullsloggeverktøy og som bestemmer formasjonsvannmetning. I denne metoden bestemmes formasjonsvannmetningen uten forkunnskap om karbondensiteten i pore-hydrokarboner.
OPPSUMMERING
[0002] Hovedtrekkene ved den foreliggende oppfinnelse fremgår av de selvstendige patentkrav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige patentkrav. En fremgangsmåte for å estimere væske- eller fluidsammensetning i en grunnformasjon omfatter å: generere minst én pulset nøytronmåling med et pulset nøytronverktøy; estimere en pulset nøytronavledet væske- eller fluidmetning ved å analysere den minst ene pulsede nøytronmålingen ved hjelp av en pulset nøytronbasert modell av grunnformasjonen, der den pulsede nøytronbaserte modellen omfatter forventede pulsede nøytronmålinger i forhold til valgt væske- eller fluidsammensetning og valgte væske- eller fluidegenskaper; sammenlikne den pulsede nøytronavledede fluidmetningen med en referansefluidmetning estimert ved hjelp av et nedihullsverktøy; justere den pulsede nøytronbaserte modellen for i det minste tilnærmelsesvis å fjerne en differanse mellom den pulsede nøytronavledede fluidmetningen og referansefluidmetningen ved å justere minst én av den valgte fluidsammensetningen og de valgte fluidegenskapene; og estimere minst én av fluidsammensetningen og fluidegenskapene basert på den justerte modellen.
[0003] En anordning for å estimere minst én egenskap ved en grunnformasjon omfatter: en bærer innrettet for å bli utplassert i formasjonen; et pulset nøytronverktøy anordnet på bæreren, der det pulsede nøytronverktøyet omfatter en nøytronkilde innrettet for å bestråle formasjonen med nøytroner og minst én detektor innrettet for å måle gammastråler avgitt av formasjonen og generere minst én pulset nøytronmåling; og en prosessor i kommunikasjon med det pulsede nøytronverktøyet og innrettet for å motta minst én pulset nøytronmåling. Prosessoren er innrettet for å: estimere en pulset nøytronavledet væske- eller fluidmetning ved å analysere minst én pulset nøytronmåling ved hjelp av en pulset nøytronbasert modell av grunnformasjonen, der den pulsede nøytronbaserte modellen omfatter forventede pulsede nøytronmålinger i forhold til valgt væske- eller fluidsammensetning og valgte væske- eller fluidegenskaper; sammenlikne den pulsede nøytronavledede fluidmetningen med en referansefluidmetning estimert ved hjelp av et nedihullsverktøy; justere den pulsede nøytronbaserte modellen for i det minste tilnærmelsesvis å fjerne en differanse mellom den pulsede nøytronavledede fluidmetningen og referansefluidmetningen ved å justere minst én av den valgte fluidsammensetningen og de valgte fluidegenskapene; og estimere minst én av fluidsammensetningen og fluidegenskapene basert på den justerte modellen.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0004] Det vil nå bli henvist til tegningene, der like elementer er gitt like henvisningstall i de flere figurene:
[0005] Figur 1 er en tverrsnittsbetraktning av en utførelse av et system for boring, evaluering, utforsking og/eller produksjon av undergrunnsbrønner;
[0006] Figur 2 er et sidesnitt av en utførelsesform av et nedihullsverktøy for å måle trekk ved og sammensetning i et borehull og/eller en grunnformasjon;
[0007] Figur 3 er et flytdiagram som viser et eksempel på en fremgangsmåte for å estimere brønnfluidsammensetning og -egenskaper;
[0008] Figur 4 er et plott av eksempler på pulset nøytronbaserte formasjonsmodeller som representerer flere væske- eller fluidsammensetninger og -egenskaper;
[0009] Figurene 5A og 5B er plott av eksempler på pulset nøytronbaserte formasjonsmodeller som representerer flere hydrokarbonfluidsammensetninger og -egenskaper; og
[0010] Figurene 6A og 6B er plott av eksempler på pulset nøytronbaserte formasjonsmodeller som representerer flere fluidsammensetninger og -egenskaper.
DETALJERT BESKRIVELSE
[0011] Anordninger og fremgangsmåter for å karakterisere undergrunnsformasjoner er beskrevet her. En fremgangsmåte for å estimere væske- eller fluidsammensetning omfatter å gjøre en serie av målinger med bruk av tradisjonelle petrofysiske datainnsamlingsverktøy og anvende disse målingene for å beregne en første eller referansefluidmetning (f.eks. vannmetning). Minst én pulset nøytronmåling blir generert av et pulset nøytronverktøy og analysert ved hjelp av en pulset nøytronbasert modell av grunnformasjonen for å beregne en andre væske- eller fluidmetning, så som en hydrokarbonmetning (f.eks. gass- og/eller oljemetning). Den pulsede nøytronbaserte modellen kan innlemme antagelser om fluidene og gassene i formasjonen. Ved å sammenlikne referansefluidmetningen med den pulsede nøytronavledede fluidmetningen kan en vurdere nøyaktigheten til antagelsene gjort vedrørende beskaffenheten til formasjonsfluidene og -gassene i den pulsede nøytronbaserte modellen. Denne vurderingen kan så bli anvendt for ytterligere å finjustere formasjonsfluidene og -gassene i modellen for å oppnå konsistens mellom den første vannmetningen og den pulsede nøytronavledede hydrokarbonmetningen.
[0012] Anordningene og fremgangsmåtene omfatter generering av modeller med bruk av pulset nøytrondata sammen med metningsmålinger, så som målinger gjort i åpne hull eller logging-under-boring-målinger, for å estimere en sammensetning av forma sjonsfluider eller -væsker. Eksempler på formasjonsfluider eller -væsker omfatter hydrokarbonfluider, så som olje og gass, og formasjonsgass som inneholder forskjellige mengder av hydrokarbongasser og ikke-hydrokarbongasser. I en utførelsesform omfatter fremgangsmåten å generere én eller flere væske- eller fluidmetningsmålinger (f.eks. vann-, gass- og/eller hydrokarbonmetning), omtalt her som "pulset nøytronavledet fluidmetning", ved å analysere pulsede nøytronmålinger sammen med en pulset nøytronbasert modell av en grunnformasjon. Den pulsede nøytronavledede fluidmetningen blir sammenliknet med en andre eller referansefluidmetning (f.eks. vannmetning) estimert ved hjelp av ett eller flere tradisjonelle nedihullsverktøy. Den pulsede nøytronbaserte modellen blir justert, for eksempel ved iterativt å justere typen og/eller de relative mengdene av brønnfluidets bestanddeler, basert på sammenlikningen, til den pulsede nøytronavledede fluidmetningen og referansefluidmetningen er i det minste tilnærmelsesvis like, og den justerte modellen blir anvendt for å estimere brønnfluidets sammensetning.
[0013] Med henvisning til figur 1 omfatter et eksempel på utførelse av et system for boring, evaluering, utforsking og/eller produksjon av undergrunnsbrønner 10 en borehullstreng 12 som er vist utplassert i et borehull 14 som går gjennom minst én grunnformasjon 16 under en undergrunnsoperasjon. Borehullet 14 kan være et åpent borehull eller et fôret borehull. I en utførelsesform omfatter borehullstrengen et nedihullsverktøy 18, så som et brønnloggingsverktøy. I dette eksempelet er nedihullsverktøyet 18 et kabelverktøy, men er ikke begrenset til dette. For eksempel kan nedihullsverktøyet 18 være innlemmet med en borestreng for logging-under-boring-(LWD)-anvendelser, for eksempel når borehullet 14 ikke er komplettert med et fôringsrør. Nedihullsverktøyet 18 er ikke begrenset til utførelsene beskrevet her, og kan bli utplassert med en hvilken som helst passende bærer. Med en "bærer" menes her en hvilken som helst anordning, anordningskomponent, kombinasjon av anordninger, medium og/eller element som kan bli anvendt for å frakte, inneholde, støtte eller på annen måte lette bruk av andre anordninger, anordningskomponenter, kombinasjoner av anordninger, medier og/eller elementer. Ikke-begrensende eksempler på bærere omfatter borestrenger av kveilrørtypen, av skjøterørtypen og en hvilken som helst kombinasjon eller andel av dette. Andre eksempler på bærere omfatter fôringsrør, kabler, kabelsonder, glattlinesonder, "drop shots", nedihulls rørdeler, bunnhullsenheter og borestrenger.
[0014] Med "formasjoner" menes her de forskjellige trekk og materialer som kan møtes i et undergrunnsmiljø og omgir borehullet. Formasjoner omfatter forskjellige litologier så som sand, leirskifer, kull, karbonater og evaporitter. Formasjoner omfatter også forskjellige fluider eller væsker så som vann, gass, hydrokarbonfluider, så som råolje, tungolje og lettolje, og pumpbare faste stoffer. Gasser kan omfatte både hydrokarbongasser, så som metan, og ikke-hydrokarbongasser så som karbondioksid (CO2), helium, hydrogensulfid (H2S) og nitrogen. I en utførelsesform henviser "fluid" til en hvilken som helst kombinasjon av vann eller andre væsker, flytende eller pumpbare hydrokarboner, så som olje, tungolje og lettolje, hydrokarbongasser og ikke-hydrokarbongasser, og kondensat. Tungolje kan omfatte råolje med høy viskositet (f.eks. over 10 cp) og høy egenvekt (f.eks. mindre enn 22,3° API). Tungolje har typisk et lavt hydrogen/karbon-forhold (f.eks. under 2). Lettolje kan omfatte råolje med høy API-(American Petroleum Institute)-verdi (f.eks. over 40°), og har typisk et forholdsvis høyt hydrogen/karbon-forhold (f.eks. over 2). Hydrokarbongasser kan omfatte forskjellige kombinasjoner av gasser så som metan og tyngre hydrokarboner, herunder alkaner så som etan, butan og propan, og annet. Vann kan være ferskvann eller ha varierende saltholdighet, og kan inneholde varierende konsentrasjoner av mineraler, så som natriumklorid, kalsiumklorid, bor og annet.
[0015] I en utførelsesform innbefatter systemet 10 ett eller flere petrofysiske og/eller petrokjemiske nedihullsverktøy 18 innrettet for å måle forskjellige egenskaper ved borehullet 14 og/eller den omkringliggende formasjonen 16. Verktøyet 18 kan innbefatte eller på annen måte bli anvendt sammen med et hvilket som helst antall måleverktøy, så som kjernemagnetisk resonans-(NMR)-verktøy, kjernenøytron-, densitetsog naturlig gammastråleverktøy, resistivitetsverktøy, seismiske verktøy, porøsitetsverktøy, induksjonsloggingsverktøy og annet. Slike verktøy kan bli anvendt i en loggeprosess i et åpent hull før innsetting av fôringsrør, en loggeprosess i et fôret hull og/eller en logging-under-boring-(LWD)-prosess. Verktøyet 18 er ikke begrenset til utførelsene beskrevet her. I en utførelsesform omfatter verktøyet 18 et hvilket som helst verktøy- eller følersystem i stand til å måle væske- eller fluidmetning eller innhente målinger som kan bli anvendt for å estimere væske- eller fluidmetning.
[0016] Nedihullsverktøyet 18 er i en utførelsesform utført som et pulset nøytronverktøy. Verktøyet 18 innbefatter, for eksempel, minst én pulset nøytronkilde 20 og minst én gammastråledetektor 22. I en utførelsesform er også elektronikk 24 innlemmet for å lagre, sende ut og/eller prosessere signaler og/eller data generert av gammastråledetektoren 22. Antallet pulsede nøytronkilder 20 og gammastråledetektorer 22 er ikke begrenset. I en utførelsesform er minst én gammastråledetektor 22 innrettet for å detektere tilstedeværelse av gammastråler og gammastråleegenskaper. Gammastråledetektorer er i alminnelighet i stand til å generere signaler og/eller data som er representative for både uelastiske gammastråler og innfangningsgammastråler.
[0017] I en utførelsesform er verktøyet 18 utstyrt med overføringsutstyr for å kommunisere, eventuelt via mellomledd, til en prosesseringsenhet 26 på overflaten. Slikt overføringsutstyr kan være av en hvilken som helst type, og forskjellige overføringsmedier og -metoder kan bli anvendt. Eksempler på forbindelser omfatter kabelbaserte, fiberoptiske, trådløse forbindelser og minnebaserte systemer.
[0018] Med henvisning til figur 2 innbefatter et eksempel på utførelse av verktøyet 18 den pulsede nøytronkilden 20 og én eller flere gammastråledetektorer 22 koblet til elektronikken 24. Verktøyet 18, i en utførelsesform, er innrettet for å utplasseres i et åpent borehull og/eller i borehullet etter at et fôringsrør 28 er installert nedihulls. I en utførelsesform blir det pulsede nøytronverktøyet 18 utplassert i borehullet 14 før borehullet 14 klargjøres for produksjon eller injeksjon, for eksempel før dannelse av perforeringer eller andre fluidkommunikasjonsmekanismer i fôringsrøret 28 og/eller borehullet 14. Verktøyet 18 er vist i figur 2 som utplassert i borehullet 14 på en kabel 30, men verktøyet 18 er ikke begrenset til dette.
[0019] I en utførelsesform omfatter gammastråledetektorene 22 en første detektor 32 plassert i en første avstand (D1) fra nøytronkilden 20. Den første detektoren 32 er innrettet for å detektere gammastråler avgitt av formasjonen 16 som følge av bestråling med nøytronene avgitt av nøytronkilden 20. Deteksjon av gammastråler kan omfatte deteksjon av gammastrålefotoner ved, for eksempel, å telle fotonene, måle energien i hvert detektert foton og/eller måle deteksjonstidspunktet i forhold til tidspunktet for nøytronpulsen.
[0020] En andre detektor 34 er plassert i en andre avstand (D2) fra nøytronkilden 20. Den andre detektoren 34 er tilsvarende som den første detektoren 32 med hensyn til deteksjon av gammastråler avgitt av formasjonene 16. I en utførelsesform er den andre avstanden D2 større enn den første avstanden D1. Den første detektoren 32 nærmest nøytronkilden 20 omtales som en nær (SS - Short Spaced) detektor 32 og den andre detektoren 34 lengst fra nøytronkilden 20 omtales som en ekstra fjern (XLS - eXtra Long Spaced) detektor 34. I noen utførelsesformer er minst én ytterligere detektor, så som en fjern (LS - Long Spaced) detektor, plassert mellom SS-detektoren 32 og XLS-detektoren 34.
[0021] En rekke forskjellige måleindikatorer kan bli anvendt for å lette analyse av gammastråledataene. For eksempel blir forskjellige indikatorer anvendt for å analysere gammastråledeteksjonsdata fra verktøyet for å lette estimering av forskjellige formasjonsegenskaper. Eksempler på indikatorer omfatter uelastiske og innfangningsspektre, tids- og energispektre, karbon/oksygen-forhold, sigma-verdier, uelastiske forhold, innfangningsforhold og annet. Et eksempel på indikator er en uelastisk måleindikator så som et uelastisk forhold. I ett eksempel er det uelastiske forholdet forholdet mellom fotoner fra hurtige uelastiske nøytronspredningsvekselvirkninger detektert av SS-detektoren 32 og fotonene fra uelastiske spredningsvekselvirkninger detektert by XLS-detektoren 34. Et annet eksempel på en indikator er en innfangningsmåleindikator, så som et innfangningsforhold. I ett eksempel er innfangningsforholdet forholdet mellom fotoner fra termiske nøytroninnfangningsvekselvirkninger detektert av SS-detektoren 32 og innfangningsfotonene detektert av XLS-detektoren 30.
[0022] Figur 3 illustrerer en fremgangsmåte 40 for å karakterisere fluider eller væsker i en grunnformasjon. Fremgangsmåten 40 kan bli utført i tilknytning til systemet 10 og/eller nedihullsverktøyet 18, men er ikke begrenset til dette. Fremgangsmåten 40 kan bli anvendt sammen med en hvilken som helst anordning eller utførelse i stand til å innhente pulsede nøytronmålinger. Fremgangsmåten 40 omfatter ett eller flere trinn 41-45. I en utførelsesform omfatter fremgangsmåten 40 utførelse av alle trinnene 41-45 i den beskrevne rekkefølgen. Imidlertid kan enkelte trinn utelates, trinn kan bli lagt til eller trinnenes rekkefølge kan bli endret.
[0023] I det første trinnet 41 blir ett eller flere nedihullsverktøy 18 utplassert i borehullet 14, og én eller flere formasjonsevalueringsmålinger blir gjort. Borehullet 14 kan være et fôret borehull eller et åpent borehull. Eksempler på passende verktøy 18 omfatter hvilke som helst av en rekke måleverktøy, så som kjernemagnetisk resonans-(NMR)-verktøy, kjernenøytron-, densitets- og naturlig gammastrålingsverktøy, resistivitetsverktøy, seismiske verktøy, porøsitetsverktøy, induksjonsloggingsverktøy og andre. I en utførelsesform blir én eller flere målinger innhentet for hvert av et flertall borehullsdyp. Måledataene blir analysert for å estimere en egenskap ved formasjonen. I en utførelsesform blir innhentingen av målinger fra verktøyet 18 registrert som funksjon av dypet og/eller posisjonen til verktøyet 18, noe som omtales som "logging", og en journal av slike målinger omtales som en "logg". Eksempler på loggeprosesser som kan bli utført av nedihullsverktøyene 18 omfatter LWD-prosesser, loggemålinger etter boring, kabellogging, rørførte loggeoperasjoner, "drop shot"-logging og minnebasert logging. Dataene som innhentes under disse prosessene kan bli sendt til overflaten, og kan også bli lagret med nedihullsverktøyet for senere uthenting.
[0024] De innhentede målingene blir anvendt for å generere én eller flere væske- eller fluidmetningsmålinger, omtalt her som "referansefluidmetning(er)". I en utførelsesform omfatter fluidmetning vann-, olje- og/eller gassmetning. For eksempel blir en induksjons-, densitet/nøytron- eller gammastrålemålingslogg innhentet i et åpent (ufôret) borehull. En referansefluidmetningslogg (f.eks. gassmetningslogg) blir beregnet basert på måleloggen.
[0025] I det andre trinnet 42 genereres en modell av formasjonen (dvs. "innledende modell"), som inneholder forventede pulset nøytronmålingsverdier for formasjonen basert på innmatede formasjonsegenskaper. Slike innmatede formasjonsegenskaper omfatter formasjonens litologi, trykk, porøsitet, innhold av vann eller annet fluid, innhold av hydrokarbonfluid og bestanddeler i hydrokarbonfluid (så som olje og gass). For eksempel kan modellen omfatte hydrokarbonfluider som inneholder forskjellige konsentrasjoner av materialer som inneholder hydrokarboner med forskjellige hydrogentettheter og/eller fluider med forskjellige konsentrasjoner av hydrokarbongasser og ikke-hydrokarbongasser, så som CO2, helium, H2S og nitrogen. Modellen kan også omfatte væske- eller fluidegenskaper så som densitet og saltholdighet for vannet. Modellen kan også omfatte informasjon om geometrier og materialsammensetning i nedihullsverktøy, fôringsrør, borehullstrenger og andre nedihullskomponenter.
[0026] Beregningene som blir anvendt for å bygge opp modellene kan bli utført via deterministiske metoder (f.eks. Boltzmans transportlikning) eller simuleringer, så som Monte Carlo-basert modellering. I en utførelsesform er modellene numeriske Monte Carlo-modeller utformet for å predikere forventede måleverdier.
[0027] I det tredje trinnet 43 blir et pulset nøytronverktøy utplassert i borehullet 14, for eksempel det pulsede nøytronverktøyet 18 vist i figur 2. I en utførelsesform er borehullet 14 et åpent borehull eller blir fôret før utplassering av det pulsede nøytronverktøyet. Et flertall pulsede nøytronmålinger blir innhentet, så som spektralmålinger av uelastiske gammastråler og innfangningsgammastråler, sigma-målinger og målinger av karbon/oksygen-forhold.
[0028] I en utførelsesform omfatter trinn 43 å estimere den effektive eller totale porøsiteten til formasjonen i hvert datapunkt. Porøsitet kan bli estimert med en hvilken som helst passende metode, herunder metoder som anvender åpenhullslogger og nøytronbaserte målinger.
[0029] I det fjerde trinnet 44 blir fluidmetning (dvs. "pulset nøytronavledet fluidmetning") estimert basert på den innledende modellen og de pulsede nøytronmålingene og sammenliknet med referansefluidmetningen estimert i trinn 41. Dersom den pulsede nøytronavledede fluidmetningen er i det minste tilnærmelsesvis lik referansefluidmetningen, anses modellen for å være nøyaktig, og ytterligere handling er ikke nødvendig. Fluidsammensetning kan da bli avledet fra modellen. Dersom den pulsede nøytronavledede fluidmetningen og referansegassmetningen er forskjellige, anses det som nødvendig å justere modellen.
[0030] I det femte trinnet 45, dersom referansefluidmetningen og den pulsede nøytronavledede fluidmetningen ikke overensstemmer, blir den innledende modellen justert ved å justere de innmatede formasjonsegenskapene. Slike egenskaper omfatter fluidets (f.eks. vann, olje og/eller gass) sammensetning, så som typen bestanddeler som danner fluidet, egenskapene (f.eks. densitet, saltholdighet) til fluidbestanddelene og de relative mengdene av disse bestanddelene i fluidet. Den pulsede nøytronavledede fluidmetningen for denne justerte modellen blir estimert og sammenliknet med referansegassmetningen.
[0031] Dette trinnet kan bli gjentatt som nødvendig ved iterativt å endre typen til, egenskapene til og/eller de relative mengdene av fluidbestanddelene og estimere den pulsede nøytronavledede fluidmetningen på nytt inntil sammenfall med referansegassmetningen blir oppnådd. Sammenfall indikerer at den justerte modellen på en nøyaktig måte representerer gass- og/eller fluidegenskapene nede i hullet.
[0032] I det sjette trinnet 46 blir fluidegenskaper så som fluidsammensetningen bestemt basert på den justerte modellen som resulterer i sammenfall (dvs. i det minste tilnærmelsesvis) mellom pulset nøytronavledet fluidmetning og referansefluidmetning. For eksempel kan de innmatede fluidegenskapene anvendt for å bygge opp den justerte modellen anses for å være fluidegenskapene for borehullet og/eller formasjonen.
[0033] Det følgende er et ikke-begrensende eksempel på en anvendelse av fremgangsmåten 40. I dette eksempelet blir et brønnloggeverktøy for åpne borehull senket inn i et borehull, og en åpenhulls gassmetningslogg blir produsert som definerer referanseverdier av gassmetning. Borehullet blir så fôret, for eksempel ved å senke rørdeler inn i borehullet og sementere rørdelene for å danne et fôringsrør.
[0034] Et pulset nøytronbasert brønnloggeverktøy, så som verktøyet Reservoir Performance Monitor (RPM<SM>) fra Baker Hughes Inc., blir senket inn det fôrede borehullet, og forskjellige nøytron- og gammastrålemålinger blir utført. Pulset nøytronmålingsrelaterte verdier, så som uelastiske forhold, blir beregnet.
[0035] En innledende pulset nøytronbasert modell, for eksempel som vist i figur 4, blir generert. I dette eksempelet er flere alternative modeller vist i en uelastisk graf eller et plott 50 som er generert slik at det omfatter forventede uelastiske verdier (f.eks. verdier for uelastisk forhold) for formasjonen som følge av egenskaper ved formasjonen, plottet mot effektiv porøsitet. Effektiv porøsitet er vist i dette plottet som en prosentandel av formasjonen.
[0036] I dette eksempelet omfatter plottet 50 modeller som viser forventede uelastiske verdier for forskjellige alternative sammensetninger av formasjonen. En vannlinje eller -kurve 52 er dannet fra forventede måleverdier for vann i formasjonen og borehullet med spesifikke egenskaper. En oljelinje eller -kurve 54 er dannet fra forventede måleverdier for olje i formasjonen og/eller borehullet.
[0037] Plottet 50 omfatter også modellerte måledata som gjenspeiler forventede verdier for forskjellige gassammensetninger og -egenskaper. En metanlinje 56 er dannet fra forventede måleverdier for gass i formasjonen bestående utelukkende av metan (dvs.100% metan). En CO2-linje 58 er dannet basert på forventede måleverdier for formasjonsgass bestående utelukkende av CO2. Som en illustrasjon, dersom den faktiske gassammensetningen i formasjonen er 100% CO2, vil den målte uelastiske pulset nøytronverdien for en gitt porøsitet i en gassandel av en formasjon sammenfalle med CO2-linjen 58.
[0038] I dette eksempelet blir den innledende formasjonsmodellen ("grunntilfellet") generert under den antagelse at gassen i formasjonen og/eller borehullet er ren (omtrent 100%) metan, og gasslinjen valgt i modellen er derfor metanlinjen 56. Den pulsede nøytronavledede gassmetningen blir beregnet basert på uelastiske måleverdier og den innledende modellen. For eksempel er de målte uelastiske dataene plottet mot vann- og oljelinjene 52, 54 og metanlinjen 56. Data som faller innenfor en "omhyllingskurve" dannet mellom f.eks. vannlinjen 52 og metanlinjen 56 blir sammenliknet med modellen. Data som faller nærmere metanlinjen indikerer høyere metanmetning.
[0039] Den pulsede nøytronavledede gassmetningen blir så sammenliknet med referansegassmetningen. Dersom den pulsede nøytronavledede gassmetningen (i dette tilfellet basert på en antagelse om at gassen er ren metan) overensstemmer med referansegassmetningen, anses den innledende modellen for å være nøyaktig, og bekrefter at gassen i hullet er ren metan.
[0040] Dersom den pulsede nøytronavledede gassmetningen er forskjellig (i dette tilfellet betydelig større) fra referansegassmetningen, er ikke den faktiske gassammensetningen (f.eks. tilstedeværelse av andre gasser så som CO2) korrekt representert. En justert modell blir generert ved å justere den antatte sammensetningen til nedihullsgassen. I dette eksempelet blir den justerte modellen generert basert på en antagelse om at nedihullsgassen er CO2-gass. Den eneste gasslinjen i denne justerte modellen er CO2-linjen 56. En justert pulset nøytronavledet gassmetning blir estimert basert på den justerte modellen og sammenliknet med referansegassmetningen. I dette eksempelet blir den justerte pulset nøytronavledede gassmetningen funnet å være lavere enn referansegassmetningen.
[0041] Deretter blir ytterligere justerte modeller, som hver gjenspeiler forskjellige relative mengder av metan og CO2, iterativt anvendt for å estimere ytterligere pulset nøytronavledede gassmetninger, og de ytterligere pulset nøytronavledede gassmetningene blir sammenliknet med referansemetningen til overensstemmelse er oppnådd. Den endelige modellen som resulterer i en pulset nøytronavledet gassmetning som er i det minste tilnærmelsesvis lik referansegassmetningen, anses for å være nøyaktig, og gassegenskapene og de relative mengdene av bestanddelene anvendt i den endelige modellen betraktes som de korrekte egenskaper og relative mengder.
[0042] Selv om eksempelet over er vist å bestemme en relativ mengde av en ikkehydrokarbongass, er ikke fremgangsmåten begrenset til dette. Ytterligere gassbestanddeler kan bli estimert, så som forskjellige hydrokarbongasser og andre ikkehydrokarbongasser så som nitrogen, H2S og helium. I tillegg kan forskjellige væskeeller fluidbestanddeler bli estimert med bruk av fremgangsmåtene beskrevet her, så som forskjellige hydrokarbonfluider, herunder forskjellige typer råolje (f.eks. tungolje og lettolje), hydrokarbonfluider og/eller -gasser med forskjellige hydrogentettheter, og vann med forskjellig saltholdighet.
[0043] I ett eksempel er referansefluidet en vannmetning estimert ved hjelp av et nedihullsverktøy 18. I dette eksempelet blir vannmetningen sammenliknet med en pulset nøytronavledet hydrokarbonmetning (f.eks. den pulsede nøytronavledede gassmetningen) ved å avlede en pulset nøytron-vannmetning fra den pulsede nøytronavledede hydrokarbonmetningen. For eksempel, i et tofasesystem der formasjonen inneholder hovedsakelig kun olje (eller gass) og vann, blir pulset nøytron-vannmetningen (Sw) avledet fra den pulsede nøytronavledede gassmetningen (Shc) basert på relasjonen: Shc = 1 - Sw. Dersom formasjonen er (eller antas å være) et trefasesystem som omfatter olje, gass og vann, kan den pulsede nøytron-vannmetningen bli avledet basert på estimeringer av olje og gass fra målinger og modellen. Dersom andre fluider eller væsker (f.eks. ikke-hydrokarbongasser) er tilstede, kan modellen bli endret for å ta hensyn til de andre fluidene.
[0044] Et alternativt eksempel på modellen 50 er vist i figurene 5A og 5B. Figurene 5A og 5B illustrerer plott av henholdsvis uelastiske stråler og innfangningsstråler, i forhold til effektiv porøsitet. I dette eksempelet er den relative porøsiteten vist som en fraksjon av formasjonen. Modellen 50 omfatter en vannlinje 58 som representerer formasjonsvann med en saltholdighet på 33 tusen deler per million (kppm). En "regulær olje"-linje 60 representerer formasjonsfluid eller -væske bestående av olje med tetthet 0,8 g/cm<3>og et hydrogen/karbon-forhold lik to ("CH2") og en "lettolje"-linje 62 representerer formasjonsfluid eller -væske bestående av olje med tetthet 0,5 g/cm<3>og et hydrogen/karbon-forhold lik 2,8 ("CH2.8"). En "tung gass"-linje 64 representerer formasjonsfluid eller -væske bestående av gass med tetthet 0,35 g/cm<3>og et hydrogen/karbonforhold lik tre ("CH3") og en "lettgass"-linje 66 representerer formasjonsfluid eller -væske bestående av metangass med tetthet 0,35 g/cm<3>og et hydrogen/karbonforhold lik fire ("CH4").
[0045] Et annet alternativt eksempel på modellen 50 er vist i figurene 6A og 6B.
Figurene 6A og 6B illustrerer plott henholdsvis av uelastiske stråler og innfangningsstråler, i forhold til effektiv porøsitet. I dette eksempelet er den relative porøsiteten vist som en fraksjon av formasjonen. Modellen 50 omfatter en vannlinje 68 som representerer formasjonsvann. En oljelinje 70 representerer formasjonsfluid bestående av olje med valgte egenskaper, så som densitet og sammensetning. En metanlinje 72 representerer formasjonsfluid bestående av metangass. En høytrykksgasslinje 74 representerer formasjonsfluid bestående av en kombinasjon av metan-, helium- og nitrogengass i valgte relative mengder. For eksempel er de relative andelene av bestanddeler i høytrykksgassen 6% helium, 40% nitrogen og 54% metan. En lavtrykksgasslinje 76 representerer formasjonsfluid bestående av metan-, helium- og nitrogengass under lavere trykk i valgte relative mengder.
[0046] Modellene beskrevet her illustrerer eksempler på formasjonsegenskaper, borehullsegenskaper og målinger, og er således ikke begrenset til de typer formasjoner eller formasjonsegenskaper som er beskrevet her. Modellene er beskrevet basert på valgte parametere så som konsentrasjoner av bestanddeler av formasjonsfluid eller -væske. Modellene kan også bli generert eller valgt basert på ytterligere kjent og/eller målt informasjon, så som kjente formasjonsbestanddeler, størrelser og utforminger av borehull og nedihullsverktøy, så vel som borehullsfluider, materialer i fôringsrør og materialer i nedihullsverktøy.
[0047] Apparatene og fremgangsmåtene beskrevet her gir forskjellige fordeler fremfor anordninger og fremgangsmåter i kjent teknikk. Anordningene og fremgangsmåtene gjør det mulig å generere forbedrede modeller, som igjen resulterer i mer nøyaktig estimering av formasjonsegenskaper, spesielt olje-, gass- og annen fluidsammensetning. For eksempel gjør anordningene og fremgangsmåtene det mulig å justere formasjonsmodeller til nøyaktig å reflektere formasjonsegenskaper.
[0048] Forskjellige gass- og/eller fluidbestanddeler kan bli pålitelig estimert basert på anordningene og fremgangsmåtene beskrevet her. For eksempel gjør anordningene og fremgangsmåtene det mulig å skjelne mellom forskjellige typer hydrokarboner, hydrokarbongasser og mellom hydrokarbongasser og ikke-hydrokarbongasser, så som nitrogen, CO2,H2S, helium og andre gasser.
[0049] I forbindelse med idéene her kan forskjellige analyser og/eller analysekomponenter bli anvendt, herunder digitale og/eller analoge systemer. Systemet kan ha komponenter så som en prosessor, lagringsmedier, minne, innmating, utmating, kommunikasjonsforbindelse (kabelbasert, trådløs, pulset slam, optisk eller annet), brukergrensesnitt, dataprogrammer, signalprosessorer (digitale eller analoge) og andre slike komponenter (så som resistorer, kondensatorer, induktorer og annet) for å muliggjøre bruk av og analyse med anordningene og fremgangsmåtene vist her på en hvilken som helst av flere mulige måter velkjent for fagmannen. Det anses at disse idéene kan, men ikke trenger å bli, realisert i forbindelse med et sett av datamaskineksekverbare instruksjoner lagret på et datamaskinlesbart medium, herunder minne (ROM, RAM), optisk (CD-ROM), eller magnetisk (platelagre, harddisker) eller en hvilken som helst annen type, som når de blir eksekvert, bevirker en datamaskin til å utføre fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. Disse instruksjonene kan sørge for aktivering av utstyr, styring, innsamling og analyse av data og andre funksjoner anses som relevant av en utvikler, eier eller bruker av systemet og annet slikt personell, i tillegg til funksjonene beskrevet i denne beskrivelsen.
[0050] Fagmannen vil se at de forskjellige komponenter eller teknologier kan tilveiebringe bestemte nødvendige eller nyttige funksjoner eller trekk. Følgelig skal disse funksjonene og trekkene og variasjoner av disse som er definert av de vedføyde kravene, forstås som naturlig omfattet som en del av den viste oppfinnelsen.
[0051] Selv om én eller flere utførelsesformer er vist og beskrevet, kan modifikasjoner og utskiftninger gjøres i disse uten å fjerne seg fra oppfinnelsens ramme som er definert av de vedføyde patentkrav.
Claims (20)
1. Fremgangsmåte for å estimere fluidsammensetning i en grunnformasjon (16), omfattende trinnene med å:
generere minst én pulset nøytronmåling med et pulset nøytronverktøy (18) som er anordnet i et borehull (14) som går gjennom grunnformasjonen (16);
estimere en pulset nøytronavledet fluidmetning ved å analysere den minst ene pulsede nøytronmålingen ved hjelp av en pulset nøytronbasert modell av grunnformasjonen (16), der den pulsede nøytronbaserte modellen omfatter forventede pulsede nøytronmålinger i forhold til valgte fluidegenskaper, idet de valgte fluidegenskapene innbefatter en sammensetning av gass i fluidet, hvor estimeringen innbefatter valg av en proporsjon eller andel av en ikke-hydrokarbongass i fluidet for den pulsede nøytronbaserte modellen;
sammenlikne den pulsede nøytronavledede fluidmetningen med en referansefluidmetning estimert ved hjelp av et nedihullsverktøy;
justere den pulsede nøytronbaserte modellen for i det minste tilnærmelsesvis å fjerne en differanse mellom den pulsede nøytronavledede fluidmetningen og referansefluidmetningen ved å justere i det minste andelen av den ikke-hydrokarbongassen i fluidet; og
estimere fluidegenskapene basert på den justerte modellen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der referansefluidmetningen estimeres ved å utplassere nedihullsverktøyet i et åpent borehull.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der trinnet med å generere den minst ene pulsede nøytronmålingen omfatter utplassering av det pulsede nøytronverktøyet (18) i minst én av: et åpent borehull og/eller et fôret borehull.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der trinnet med å justere den pulsede nøytronbaserte modellen omfatter iterativt justering av en proporsjon eller andel av minst to typer av bestanddelsgasser i fluidet.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der sammensetningen av gass i fluidet innbefatter andelen av hydrokarbongassen og en andel eller proporsjon av en ikkehydrokarbongass.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, der hydrokarbongassen omfatter én eller flere hydrokarbongasser med forskjellige hydrogen/karbon-forhold.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 5, der ikke-hydrokarbongassen velges fra minst én av: nitrogen, karbondioksid, hydrogensulfid og/eller helium.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 5, der hydrokarbongassen er minst én av: metan, etan og/eller høyere ordens alkaner.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der den minst ene pulsede nøytronmålingen velges fra minst én av: et tidsspektrum, et uelastisk spektrum, et innfangningsspektrum, en sigma-verdi og/eller et karbon/oksygen-forhold.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der det pulsede nøytronverktøyet (18) omfatter en nøytronkilde (20), en første detektor (32) anordnet med en første avstand fra nøytronkilden (20) og en andre detektor (34) anordnet med en andre avstand fra nøytronkilden (20), der den andre avstanden er større enn den første avstanden.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, der den minst ene pulsede nøytronmålingen er minst én av: et forhold mellom uelastiske målinger fra den første detektoren (32) og uelastiske målinger fra den andre detektoren (34), og/eller et forhold mellom innfangningsmålinger fra den første detektoren (32) og innfangningsmålinger fra den andre detektoren (34).
12. Anordning for estimering av minst én egenskap ved en grunnformasjon (16), omfattende:
en bærer (12) innrettet for å utplasseres i formasjonen (16) og som er minst én av: anordning, anordningskomponent, kombinasjon av anordninger, medium og/eller element som er konfigurert til å frakte, inneholde, støtte eller på annen måte lette bruk av andre anordninger, anordningskomponenter, kombinasjoner av anordninger, medier og/eller elementer;
et pulset nøytronverktøy (18) anordnet på bæreren, der det pulsede nøytronverktøyet (18) omfatter en nøytronkilde (20) innrettet for å bestråle formasjonen (16) med nøytroner og minst én detektor (32, 34) innrettet for måling av gammastråler avgitt av formasjonen (16) og generering av minst én pulset nøytronmåling; og
en prosessor i kommunikasjon med det pulsede nøytronverktøyet (18) og innrettet for å motta den minst ene pulsede nøytronmålingen, der prosessoren er innrettet for:
å estimere en pulset nøytronavledet fluidmetning ved å analysere den minst ene pulsede nøytronmålingen ved hjelp av en pulset nøytronbasert modell av grunnformasjonen (16), der den pulsede nøytronbaserte modellen omfatter forventede pulsede nøytronmålinger i forhold til valgte fluidegenskaper, idet de valgte fluidegenskapene innbefatter en sammensetning av gass i fluidet, hvor estimeringen innbefatter valg av en proporsjon eller andel av en ikke-hydrokarbongass i fluidet for den pulsede nøytronbaserte modellen;
å sammenlikne den pulsede nøytronavledede fluidmetningen med en referansefluidmetning estimert ved hjelp av et nedihullsverktøy;
å justere den pulsede nøytronbaserte modellen for i det minste tilnærmelsesvis å fjerne en differanse mellom den pulsede nøytronavledede fluidmetningen og referansefluidmetningen ved å justere i det minste andelen av den ikke-hydrokarbongassen i fluidet; og
å estimere fluidegenskapene basert på den justerte modellen.
13. Anordning ifølge krav 12, der nedihullsverktøyet er innrettet for å bli utplassert i et åpent borehull, og det pulsede nøytronverktøyet (18) er innrettet for å bli utplassert i minst én av: det åpne borehullet og/eller borehullet etter at borehullet har blitt fôret.
14. Anordning ifølge krav 12, der den minst ene pulsede nøytronmålingen er valgt fra minst én av: et tidsspektrum, et uelastisk spektrum, et innfangningsspektrum, en sigma-verdi og/eller et karbon/oksygen-forhold.
15. Anordning ifølge krav 12, der det pulsede nøytronverktøyet (18) videre omfatter en første detektor (32) anordnet med en første avstand fra nøytronkilden (20) og en andre detektor (34) anordnet med en andre avstand fra nøytronkilden (20), der den andre avstanden er større enn den første avstanden.
16. Anordning ifølge krav 15, der den minst ene pulsede nøytronmålingen er minst én av: et forhold mellom uelastiske målinger fra den første detektoren (32) og uelastiske målinger fra den andre detektoren (34), og/eller et forhold mellom innfangningsmålinger fra den første detektoren (32) og innfangningsmålinger fra den andre detektoren (34).
17. Anordning ifølge krav 12, der prosessoren er innrettet for justering av modellen ved iterativt justering av en proporsjon eller andel av minst to typer av bestanddelsgasser i fluidet.
18. Anordning ifølge krav 12, der sammensetningen av gassen i fluidet innbefatter andelen av hydrokarbongassen og en andel eller proporsjon av en ikke-hydrokarbongass.
19. Anordning ifølge krav 18, der hydrokarbongassen omfatter én eller flere hydrokarbongasser med forskjellige hydrogen/karbon-forhold.
20. Anordning ifølge krav 18, der ikke-hydrokarbongassen er valgt fra minst én av: nitrogen, karbondioksid, hydrogensulfid og/eller helium.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US31096110P | 2010-03-05 | 2010-03-05 | |
| PCT/US2011/027201 WO2011109714A2 (en) | 2010-03-05 | 2011-03-04 | Apparatus and method for measuring downhole fluid composition and properties |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20120952A1 NO20120952A1 (no) | 2012-09-05 |
| NO344645B1 true NO344645B1 (no) | 2020-02-17 |
Family
ID=44542853
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20120952A NO344645B1 (no) | 2010-03-05 | 2012-08-24 | Anordning og fremgangsmåte for måling av sammensetning og egenskaper for fluider i brønnhull |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8903658B2 (no) |
| BR (1) | BR112012022361B1 (no) |
| GB (1) | GB2491294B (no) |
| NO (1) | NO344645B1 (no) |
| WO (1) | WO2011109714A2 (no) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8502135B2 (en) * | 2010-03-25 | 2013-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Method for through-casing 3-phase saturation determination |
| WO2011140287A1 (en) * | 2010-05-04 | 2011-11-10 | Petroleum Habitats, L.L.C. | Detecting and remedying hydrogen starvation of catalytic hydrocarbon generation reactions in earthen formations |
| WO2012011898A1 (en) * | 2010-07-21 | 2012-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system of determining a parameter associated with a formation corrected for neutrons produced |
| US8881808B2 (en) * | 2012-11-26 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of determining a value indicative of fracture quality |
| WO2016118447A1 (en) * | 2015-01-23 | 2016-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Correcting for shale effects in formation measurement systems |
| BR112017013338A2 (pt) | 2015-03-26 | 2018-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | dispositivo de tomografia de raios-x, método para realizar inspeção por raios-x e sistema |
| BR112017014333A2 (pt) | 2015-03-26 | 2018-03-06 | Halliburton Energy Services Inc | aparelho e método |
| US10386533B2 (en) | 2015-03-26 | 2019-08-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool apparatus, system, and methods |
| US10738597B2 (en) | 2015-05-20 | 2020-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Frequency comb for downhole chemical sensing |
| WO2020009701A1 (en) * | 2018-07-05 | 2020-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Intrinsic geological formation carbon to oxygen ratio measurements |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080308720A1 (en) * | 2007-06-12 | 2008-12-18 | Baker Hughes Incorporated | Use of Elemental Pulse Neutron Spectroscopy Measurements for Indexing Bitumen Viscosity in the Well |
| US20090026359A1 (en) * | 2007-07-23 | 2009-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method to simultaneously determine pore hydrocarbon density and water saturation from pulsed neutron measurments |
| US20090210161A1 (en) * | 2008-02-20 | 2009-08-20 | Carbo Ceramics Inc. | Methods of Identifying High Neutron Capture Cross Section Doped Proppant in Induced Subterranean Formation Fractures |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3930154A (en) * | 1974-12-12 | 1975-12-30 | Texaco Inc | Measurement of subsurface formation lithology, including composition and fluids, using gamma spectroscopy and thermal neutron decay |
| US4937446A (en) | 1988-06-07 | 1990-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Carbon/oxygen well logging method and apparatus |
| US6207953B1 (en) * | 1998-04-24 | 2001-03-27 | Robert D. Wilson | Apparatus and methods for determining gas saturation and porosity of a formation penetrated by a gas filled or liquid filled borehole |
| US7365308B2 (en) * | 2005-07-26 | 2008-04-29 | Baker Hughes Incorporated | Measurement of formation gas saturation in cased wellbores using pulsed neutron instrumentation |
| US7372018B2 (en) | 2005-07-26 | 2008-05-13 | Baker Hughes Incorporated | Determination of gas pressure and saturation simultaneously |
| US7361887B2 (en) | 2005-07-26 | 2008-04-22 | Baker Hughes Incorporated | Measurement of formation gas pressure in cased wellbores using pulsed neutron instrumentation |
| US8471197B2 (en) * | 2009-06-30 | 2013-06-25 | Baker Hughes Incorporated | Pulsed neutron based monitoring of CO2 in enhanced recovery and sequestration projects |
| WO2011037583A1 (en) * | 2009-09-28 | 2011-03-31 | Halliburton Energy Services. Inc. | Systems and methods for downhole fluid typing with pulsed neutron logging |
-
2011
- 2011-03-04 US US13/040,332 patent/US8903658B2/en active Active
- 2011-03-04 WO PCT/US2011/027201 patent/WO2011109714A2/en active Application Filing
- 2011-03-04 BR BR112012022361-5A patent/BR112012022361B1/pt active IP Right Grant
- 2011-03-04 GB GB201215338A patent/GB2491294B/en active Active
-
2012
- 2012-08-24 NO NO20120952A patent/NO344645B1/no unknown
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080308720A1 (en) * | 2007-06-12 | 2008-12-18 | Baker Hughes Incorporated | Use of Elemental Pulse Neutron Spectroscopy Measurements for Indexing Bitumen Viscosity in the Well |
| US20090026359A1 (en) * | 2007-07-23 | 2009-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method to simultaneously determine pore hydrocarbon density and water saturation from pulsed neutron measurments |
| US20090210161A1 (en) * | 2008-02-20 | 2009-08-20 | Carbo Ceramics Inc. | Methods of Identifying High Neutron Capture Cross Section Doped Proppant in Induced Subterranean Formation Fractures |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8903658B2 (en) | 2014-12-02 |
| GB201215338D0 (en) | 2012-10-10 |
| WO2011109714A2 (en) | 2011-09-09 |
| WO2011109714A3 (en) | 2011-11-24 |
| GB2491294B (en) | 2015-05-20 |
| BR112012022361A2 (pt) | 2016-07-05 |
| US20120059587A1 (en) | 2012-03-08 |
| GB2491294A (en) | 2012-11-28 |
| BR112012022361B1 (pt) | 2021-03-09 |
| NO20120952A1 (no) | 2012-09-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO344645B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for måling av sammensetning og egenskaper for fluider i brønnhull | |
| US10083258B2 (en) | Combining downhole fluid analysis and petroleum systems modeling | |
| US9086500B2 (en) | Apparatus and method for pulsed neutron measurement | |
| EP2772775A1 (en) | Method for determining in real time the porosity and water saturation of an underground formation using gas level and drilling data | |
| US10151197B2 (en) | Hydrocarbon density determination method | |
| NO20120994A1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for bestemmelse av 3-fase-metning gjennom fôringsrør i brønnhull | |
| WO2020219148A1 (en) | Systems and methods for characterizing subsurface formation properties through geochemical logging | |
| Kim et al. | Simultaneous Solution of Three-Phase Formation Fluid Saturations Using Triangulation of Multidetector Pulsed Neutron Measurements | |
| Chowdhury et al. | Production Logging and its Implementation: A Technical Review | |
| US11320565B2 (en) | Petrophysical field evaluation using self-organized map | |
| Li et al. | Petrophysical Rock Typing Based on Pore Geometry Improves Permeability and Bound Fluid Volume Estimation in Heterogeneous Sandstone Formations | |
| Al-Nasser et al. | Quantifying gas saturation with pulsed neutron logging—an innovative approach | |
| Bartelucci et al. | Pressure depletion evaluation behind casing using pulsed neutron technology: an application in a multi-layer gas reservoir in Eastern “pianura padana” basin | |
| Cantini et al. | Integrated log interpretation approach for underground gas storage characterization | |
| Maza et al. | Pulsed neutron advances in through-casing evaluation of multilayered reservoirs: Case studies in the mature fields of the San Jorge Gulf Basin, Argentina | |
| Kim et al. | Pressure Depletion Delineation for a Deep Gas Condensate-Producing Well in the North Sea | |
| Jurcic et al. | Petrophysical parameters evaluation in unconventional reservoirs by well logging and mud logging data interactive correlation method | |
| US11681069B1 (en) | Pulsed neutron tool for elemental decay logging | |
| Bertoli et al. | Field trials of a new array pulsed neutron formation gas measurement in complex completions | |
| Tandon | Identification of productive zones in unconventional reservoirs | |
| Carvajal Jiménez et al. | Geomechanical wellbore stability modeling of exploratory wells-study case at middle Magdalena Basin | |
| Amer et al. | Efficient Pulse Neutron Logging for Uncertain Water Salinity in Carbonate Reservoirs: A Case Study from Offshore Abu Dhabi | |
| Tao et al. | Pulsed–Neutron Log Design for Uncertain Water Salinity Reservoirs in an Oil Producer Offshore | |
| Zhao et al. | Biomathematical Analysis on Reservoir Oil and Gas Identification During Covid-19 Pandemic | |
| Tarhuni et al. | An integrated approach to characterize naturally fractured reservoirs and quantify their properties in the Bugani field. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES, US |