RU2294547C2 - Способ определения свойств подземных формаций - Google Patents
Способ определения свойств подземных формаций Download PDFInfo
- Publication number
- RU2294547C2 RU2294547C2 RU2003112619/28A RU2003112619A RU2294547C2 RU 2294547 C2 RU2294547 C2 RU 2294547C2 RU 2003112619/28 A RU2003112619/28 A RU 2003112619/28A RU 2003112619 A RU2003112619 A RU 2003112619A RU 2294547 C2 RU2294547 C2 RU 2294547C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- properties
- measurements
- physical
- formations
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/38—Processing data, e.g. for analysis, for interpretation, for correction
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам оценки свойств подземных формаций. Сущность: измеряют электрические свойства формации в буровой скважине. Разрабатывают модель параметров формации. Определяют положение распределенных пластов. Моделируют измерения электрических свойств при помощи определенных положений пластов, принимая, что один или более из указанных электрических свойств равны на всем протяжении некоторых из указанных распределенных пластов. Сравнивают моделированные измерения с измеренными электрическими свойствами. Используют результаты сравнения для оптимизации положения пластов и оценки физических/нефтефизических свойств формации на основе измеренных электрических свойств. Могут проводиться различные измерения электрических свойств формации и оценка свойств формации на основе результатов этих различных измерений для выполнения комбинированной инверсии. Может быть использована комплексная модель, в которую входят электрические свойства совместно с другой нефтефизической информацией для оценки свойств формации на базе результатов электрических измерений. Технический результат: более точное определение величины сопротивления Rt для оценки характеристик формации. 5 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к способам определения свойств подземных формаций, в частности, для оценки свойств подземных формаций, залегающих вокруг буровой скважины; при этом осуществляют измерения параметров электрических свойств формации внутри скважины.
При оценке формации обычно используют устройства для измерения глубинного сопротивления для проведения прогностических расчетов сопротивления неразработанной зоны Rt, которая строго зависит от содержания гидрокарбонатов в скальных породах. Насыщение нефтью связано с сопротивлением неразработанной зоны, пористостью грунта и другими параметрами, вычисляемыми с помощью различных уравнений Арчи (Archie), Ваксмена-Смита (Waxman-Snits), предназначенных для расчета насыщения. Однако текущие измерения глубинного сопротивления ограничивают разрешение по вертикали и подвержены существенным помеховым воздействиям. Прежде чем рассчитывать рабочую величину Rt, следует провести существенную корректировку, например, влияния буровой скважины, влияния прилегающих пластов («плечевые» эффекты), а также корректировку пошагового проникновения в профиль (инвази). Такие корректировки обычно осуществляют независимо друг от друга и применяют одну за другой; верным допустимым значение будет то, при котором толщина слоя является относительно большой.
Допущение того, что указанные воздействия независимы друг от друга, может при некоторых условиях оказаться неверным, так как они должны дать точную предварительную оценку ресурсов. Например, в тонких пластах толщина исследования бокового разреза буровой скважины на глубине и результаты измерений на поверхности становятся аналогичными. Без дифференциации измерений проведение стандартной корректировки инвазии далее невозможно. В случае большого сопротивления расхождение данных между соседними пластами при использовании аппроксимации Борна (Born) в процессе измерений с помощью индивидуальных устройств, таких как устройство для зональной индукции (AIT-Array Induction Tool) фирмы Шламберг (Shlumberg), более не верно, возможно, из-за ложного разделения изгиба и несоответствующей корректировки проникновения в формацию. Разработанная ранее фокусировка (Барбер Т. (Barber T.) и др.: «Оптимальное определение сопротивления формаций при использовании зональной индукции и устройств зональных боковых разрезов буровой скважины». SPWLA Ежегодный симпозиум по вопросам бурения скважин, Даллас, 4-7 июня 2000 г.) уменьшит данные артефакты в области разрезов буровых скважин при максимальной инверсии энтропии зоны индукции разрезов буровых скважин (Барбер Т. (Barber N.) и др. «Интерпретация многозональных индукционных разрезов в пройденных формациях при углах погружения с большой степенью относительности», документ А, представленный на SPWLA Ежегодном симпозиуме по вопросам бурения скважин, Даллас, 4-7 июня 2000 г.), Кейстаун, 26-29 мая 1998 г.), позволяет ликвидировать указанные артефакты в ранее полученных данных для зон индукции.
Такие отступления могут иметь место, если одновременно учитывать буровую скважину, прилегающие пласты и воздействие эффекта инвазии в рамках прогрессивной модели, основанной на технологии инверсии.
Схема процесса состоит из двух этапов:
- построения геометрической модели такой формации, как последовательности пластов, пройденных или нет;
- моделирования частотной характеристики устройства для модели заданной формации с помощью прогрессивного моделирующего кода, позволяющие сравнить предварительно рассчитанные результаты измерений и текущие результаты измерений, полученные с помощью устройств; а также корректировки параметров формации до тех пор, пока не будет достигнуто хорошее согласование между этими двумя результатами.
Применение технологии инверсии при решении проблемы сопротивления при бурении скважин уже было предложено в работе Мезатеста и др. (Mezzatesta A.G.; Eckard M.H.; Strack K.-M.: «Интегрированная интерпретация результатов гальванических и индукционных измерений способом инверсии»; документ Е, представленный на SPWLA Ежегодном симпозиуме по вопросам бурения скважин, Париж, 26-29 июня 1995 г.). Согласно этому документу авторы предполагают, что одновременная 2D инверсия гальванических и индукционных данных может значительно уменьшить расчетное сопротивление неразработанной зоны. В более позднем документе (Френкель М.А (Frenkel M.A.) и Мезатеста А.Г. (Mezatesta A.G.): «Оценка минимального и максимального промышленного пласта при использовании данных инверсии о сопротивлении грунта при выполнении разреза буровой скважины», документ z, представленный на SPWLA Ежегодном симпозиуме по вопросам бурения скважин, Кейстаун, 26-29 мая 1998 г.) обсуждались аспекты качества и управления (такие, как чувствительность измерений по отношению к оценке свойств изменчивости и минимальных и максимальных границ).
С созданием мощных алгоритмов минимизации и наличия кодов для быстрого и прогрессивного моделирования способ инверсии стал рабочим инструментом для разработчика.
Среди первых применений был анализ тонких пластов (Варилоу И.М. (Warrilow I.M.) и др. «Применение средств программирования при инверсии сопротивления к оценке тонких пластов», представлено на конференции SPE Asia Pacific & Gaz в Куала Лумпур в 1995 г.).
В такой окружающей среде чувствительность приборов глубинного сопротивления к Rt сильно понижается, и содержание гидрокарбоната часто бывает незначительным. В работах некоторых авторов было показано что залегание формации может быть введено как первичная геометрическая информация в схему инверсии для стабилизации неточно поставленных задач «расширения возможностей».
Значительно раньше была создана схема быстрой и автоматической инверсии, позволяющая проводить анализ измерений, полученных в новой зоне при боковом разрезе буровой скважины (Гриффиц Р. (Griffiths R.) и др. «Лучшее насыщение при боковом разрезе буровой скважины в новой зоне», SPWLA Ежегодный симпозиум по вопросам бурения скважин, Осло, 1-4 июня 1999 г.).
Такое применение требует проведения небольшой экспертизы и может быть использовано при анализе с помощью программ. При осуществлении такой процедуры сочетают более современные технологии аппаратных средств, такие как устройство для использования в зоне боковых разрезов буровых скважин с высоким разрешением (HRLA) Шламберга (Schlumberg), а также современные технологии обработки, что значительно усовершенствует диаграмму ресурсов.
Настоящее изобретение имеет целью обеспечить реализацию усовершенствованных способов обработки данных при осуществлении разреза буровой скважины с применением электричества, которые позволяют определить некоторые или все проблемы, рассмотренные выше, а также дать более точное определение величины Rt с целью оценки характеристик формации.
Способы согласно изобретению содержат следующие этапы:
i. Измерение параметров электрических свойств формации изнутри буровой скважины;
ii. Получение модели параметров формации, окружающей буровую скважину, и
iii. Определение свойств формации с использованием модели обработки измеренных параметров электрических свойств.
С одной стороны, изобретение содержит такой способ, при котором формация включает в себя серии распределенных пластов, каждый из которых обладает специфическими свойствами; способ, включающий в себя определение расположения пластов; предпочтительно, расположение границ пластов; моделирование измерения параметров электрических свойств с использованием расчетных мест расположения пластов и сравнение моделированных данных измерений с полученными параметрами электрических свойств, а также использование данного сравнения для оптимизации расположения пластов и расчета параметров свойств формации, исходя из измеренных параметров электрических свойств.
Указанный вариант изобретения содержит следующие этапы:
а. Определение изменения измеренных параметров электрических свойств на протяжении серии пластов;
b. Анализ измеренных параметров свойств для получения первичных данных определения расположения каждого пласта в серии;
с. Моделирование варианта измеренных параметров электрических свойств на протяжении серий пластов с использованием модели, особых свойств пластов и первых определенных данных о расположении пластов;
d. Сравнение моделированных вариантов параметров электрических свойств с полученными вариантами параметров электрических свойств;
e. Использование результатов сравнения для адаптации определенных данных о расположении пласта так, чтобы определенные и полученные варианты были, в основном, одинаковыми; а также
f. Использование адаптированных определенных параметров расположения пластов при определении параметров свойств формации.
С другой стороны, изобретение включает в себя группировку сходных слоев, выделение одного или более свойств в одном или во всех слоях, входящих в группу, и использование выделенных свойств для определения параметров свойств формации для проведения измерений в пластах, составляющих данную группу.
Этот вариант изобретения включает в себя следующее этапы:
а. Идентификацию последовательностей пластов, которые расположены ниже разрешающей способностей электрических измерений;
b. Выделение одного или более свойств в пластах, составляющих эти последовательности, а также
с. Использование выделенных свойств для определения параметров свойств формации, включающей в себя указанные последовательности.
С третьей стороны изобретение включает в себя проведение некоторых различных измерений параметров электрических свойств формации, исходя из различных измерений для осуществления комбинированной инверсии.
Указанный вариант изобретения дополнительно включает следующие этапы:
а. Получение некоторых результатов измерений параметров электрических свойств рассматриваемой формации, при этом каждое измерение имеет различную природу;
b. Одновременное определение параметров свойств формации при использовании модели и результатов различных измерений параметров электрических свойств.
Рассмотренный выше вариант изобретения содержит использование комплексной модели, включающей в себя параметры электрических свойств и другую нефтефизическую информацию для определения параметров свойств формации, исходя из результатов электрических измерений.
Настоящее изобретение описано с приведением примеров и со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
на фиг.1 показано схематическое описание пласта, используемого в способах согласно настоящему изобретению;
на фиг.2 представлена технологическая схема процесса, используемого в способах согласно изобретению;
на фиг.3 представлены схемы разреза буровой скважины, иллюстрирующие процесс оптимизации границ пласта;
на фиг.4 представлены схемы разреза буровой скважины, иллюстрирующие группировку параметров;
на фиг.5 представлены схемы разреза буровой скважины при выполнении комбинированной инверсии;
на фиг.6 представлены схемы разреза буровой скважины с интерпретации комплексной модели.
Способы согласно изобретению основаны на возможности моделировать разрез буровой скважины для широкого диапазона линий проводов и устройств бурения и сверления (LWD). 2D моделирующие устройства разреза буровых скважин для зоны линий проводов, устройства двойной индукции и устройства для бурения и сверления с 2 МГц сопротивлением - все используют полуавтоматический режим согласования, разработанный Лин(ом) (Lin) и Чью (Chew) в середине 1980-х годов (Чью В (Chew W.) «Волны и поля в неоднородной среде», Ван-Ностранд (Van Nostrand) Рейнхольд Н.И (Reinhold N.Y), 1990 г.). Для устройств с наличием индукции в линиях проводов выходные данные моделирования разрезов буровых скважин представляют собой недоработанные и явно поверхностно откорректированные сопротивления для каждой секции разреза буровой скважины. Различные опции последующего процесса, которые позволяют увеличить разрешение по вертикали и/или возможность согласования, доступны для разработчика для моделирования точных полученных данных и осуществить их последующую обработку с помощью приемной платформы (Барбер Т.Д. (Barber T.D.) «Обработка фазера индукционных разрезов буровых скважин, включая корректировку воздействия прилегающих пластов и поверхностных эффектов»; США, патент №4513376, 1984; Барбер Т.Д. (Barber T.D.) и Ростал Р. (Rosthal R.) «Использование военных устройств наведения для выполнения разрезов буровых скважин при минимальном воздействии окружающей среды», документ, представленный на SPE Ежегодной технической конференции и выставке в Далласе).
Устройства, компенсирующие LWD сопротивление, предназначены для различных форматов, некоторые - при разнесении передатчика и приемника. Устройства, моделирующие разрез буровой скважины, рассчитывают необработанные данные, электрическое напряжение по всем параметрам для каждой комбинации приемник-передатчик и концентрируют их данные в аттенюации и вращении фазы между приемниками. Такие необработанные данные преобразуют затем в реальные удельные сопротивления путем последующей обработки.
Цифровой код, используемый для осуществления боковых разрезов буровых скважин особым образом разработан для моделирования выполнения разрезов буровых скважин устройствами, выполненными в виде длинных электродов, по которым идут гальванические токи в симметричные относительно оси формации. Используемая цифровая схема представляет собой метод конечных элементов.
Способы согласно изобретению, основанные на методике инверсии, представлены ниже:
1. Выбор расстояния промежутка глубины погружения.
Первой выбирают рабочую зону, при этом традиционная последовательность 1D процесса не дает достаточно точных решений вопроса, нельзя разделять буровую скважину, прилегающие пласты и воздействия при инвазии.
2. Создание модели формации. Формацию рассматривают как последовательность параллельных пластов в соответствии с геометрической моделью. Модель инвазии (в том числе этапы, уклон, узкие кольца...) применяют к каждому пласту вместе со специфической настройкой физических/нефтефизических свойств, необходимых для ее описания.
3. Оценка свойств формации. Осуществляют программу оптимизации инверсии для оценки параметров, выбранных разработчиком (любая поднастройка свойств формации может быть зафиксирована). Модель формации определяют как последовательность параллельных пластов. Первый этап состоит в определении расположения границ пласта. Такое определение проводят, используя алгоритм сегментации, с помощью которого идентифицируют и определяют расположение границ в выбранных местах разрезов буровых скважин и который базируется на инвазии тонкого слоя породы, выполняемой из любого разреза буровой скважины, и который определяется пользователем. Результатом выполнения этой задачи является модель формации, описанной при помощи ограниченного количества установленных параметров.
Второй этап состоит в более подробном описании пласта, при необходимости. Для особых пластов пользователь может осуществлять выбор из целого ряда инвазийных профилей (уклон сопротивления излучению, узкие кольца, уклон инвазии по вертикали) или свести все к профилю простого шага. Возможно также объединить сопротивление и нефтефизические свойства через уравнение насыщения с заданными параметрами. Оно завершает настройку свойств (геометрических и физических), необходимых для описания модели пласта в наиболее общих случаях, как показано на фигуре 1, где:
Dh=общий диаметр, (L)
ra=радиус зоны узкого кольца, (L)
ri=радиус инвазии, (L)
Ra=сопротивление в зоне узкого кольца, (Ом·м)
Rm=сопротивление жидкой части грунта, (Ом·м)
Rmf=сопротивление жидкой части грунта при фильтрации, (Ом·м)
Rt=сопротивление неразработанной зоны, (Ом·м)
Rw=сопротивление воды в формации, (Ом·м)
Rwb=сопротивление пограничных вод, (Ом·м)
Rwe=эквивалентное сопротивление воды в формации, (Ом·м)
Rx=сопротивление зоны инвазии, (Ом·м)
Sx(t)=насыщение водой зоны инвазии (полностью), (%)
Sw(t)=насыщение водой неразработанной зоны (полностью), (%)
Vcl=объем глинистого сланца, (%)
Ф(t)=общая пористость, (%).
Описание содержит как геометрические (радиусы; границы пласта), так и физико/нефтефизические параметры, такие как сопротивление, пористость и объем глинистого сланца, «u» для более верхних и «l» для более нижних пластов.
Для каждого пласта настройка параметров может быть выбрана из множества тех настроек, которые использованы в описании. Оценку выбранных параметров проводят при помощи минимизации функции стоимости (или функции штрафов), С(з), определенный как средний квадрат разности между выбранными результатами измерений и соответствующими моделированными разрезами буровых скважин:
где «p» - вектор параметра (неизвестные данные); Mi - канал для проведения измерений и fi - соответствующая теоретическая характеристика устройства более прогрессивной модели; σi - оценка достоверности измерения; Mi и аi - вес, выбранный пользователем.
В первом варианте результата σi предположительно является фракцией уровня сигнала идентичной для каждого из проведенных измерений.
Инверсия представляет собой интерактивный процесс, который берет начало в первоначальной предположительной модели формации. С помощью более прогрессивной модели рассчитывают теоретическую характеристику каждого устройства для данной модели формации и сравнивают ее с результатами текущих измерений. Если имеет место существенное расхождение между этими двумя величинами (высокая стоимостная функция), то значение величин, определяющих формации, уточняют для уменьшения этой разницы до тех пор, пока не будет достигнуто соответствие в допустимых пределах, при этом учитывают специфические критерии конвергенции (см. фигуру 2). Минимизацию осуществляют при помощи варианта алгоритма Левенберга-Маркардта (могут быть использованы и другие алгоритмы минимизации). При определении данного параметра можно также использовать предварительно полученную информацию.
Основным показателем качества контроля за осуществлением данного процесса является величина стоимостной функции совместно с частными погрешностями при восстановлении резервов буровых скважин:
Способы согласно изобретению позволяют выполнить четыре различных функции для точного описания формации и определения ее параметров:
- оптимизацию расположения границ пласта;
- возможность связать вместе параметры, которые надо определить;
- комбинированный анализ различных измерений сопротивления для устройств;
- связь между результатами измерений сопротивления и нефтефизическими параметрами, при помощи уравнения для расчета насыщения (комплексные модели).
Более подробно эти специфические характеристики будут описаны ниже по отдельности, но могут быть использованы совместно друг с другом.
Пользователь имеет возможность оптимизировать расположение границ пласта, которые рассматриваются как параметры модели пласта. Положительное ограничение касается толщины пласта для того, чтобы убедиться в том, что расположение границ не имеет пересечений во время процесса оптимизации.
На фигуре 3 показан синтетический пример, в котором определение Rt с помощью устройства для двойного бокового разреза буровой скважины выигрывает от реорганизации расположения границ пласта. Схемы профилей с комплексным сопротивлением приведены на левом графике с логарифмической шкалой вместе с моделированной характеристикой устройства для выполнения двойного бокового разреза буровой скважины (Rm=0.2 Ом·м, Dh=8.5"). Неточное расположение границ пласта приводит к неточному определению Rt, Rxo и ri, а также к плохому восстановлению после ошибок (средний график с логарифмической шкалой).
Когда расположение границ пласта и свойства формации совместно оптимизированы, происходит возврат к первоначальной модели (правый график с логарифмической шкалой).
Верные профили сопротивления (Rt и Rxo) изображены в виде графиков с логарифмической шкалой слева на фигуре.
При первом пуске величины Rt, Rxo и ri определяются с помощью неточного первоначального предположения о расположении границ пласта. Расположение границ пласта определяют нормальным путем, например, с помощью определения точек вспучивания LLS и LLD разрезов буровых скважин. Так как точки вспучивания могут быть подвержены воздействия целого ряда характеристик, речь идет не о расположении границ слоев; определение расположения границ таким способом приводит к большим ошибкам. Очень большие ошибки в определении расположения границ слоев приводят к большим ошибкам при восстановлении соответствующих зон, которые распространяются на неточное определение параметров Rt, Rxo и ri в пластах, где проводят инвазию (средний график с, Пуск 1). При втором пуске расположение границ пластов оптимизируют путем сравнения профиля модели и его восстановления, расположение границ пласта и характеристики модели настраивают для минимизации этого расхождения. Дальнейший процесс ведет к уточнению параметров Rt, Rxo и ri, как в условиях сжатия, так и в условиях отсутствия сжатия (правый график с логарифмической шкалой, Пуск 2). Другим путем решения проблемы неточного определения границ пласта может быть превышение сегментации разреза буровой скважины до уровня разрешения устройства по вертикали. Такую стратегию применяют, предпочтительно, для схемы автоматической инверсии зон боковых разрезов буровой скважины с высокой степенью разрешения (Гриффиц Р. (Griffiths R.) и др. «Улучшение насыщения при помощи боковых разрезов буровых скважин в новых зонах», SPWLA Ежегодный Симпозиум по вопросам бурения скважин. Осло, 1-4 июня 1999 г.).
Способ согласно изобретению обеспечивает также возможность объединения параметров неизвестных формаций действием под названием «группировка параметров». Одной особенностью его применения являются формации с тонким верхним слоем из песка/глинистого сланца, где возможности устройства не позволяют провести индивидуальный анализ для каждого пласта: пользователь может допустить, что параметр Rt является одним и тем же в каждом слое песка.
Способ инверсии позволяет проверить совместимость данных сопротивления с указанными допусками. Второй синтетический пример иллюстрирует указанную возможность (фигура 4). В данном примере синтетические данные по шуму были обобщены в соответствии с характеристиками двойных боковых разрезов буровых скважин, выполняемых в последовательностях тонких слоев (Rm=0.7 Ом·м, Dh=8.5"). Границы пласта были определены при помощи анализа результатов измерений Rxo с высокой степенью разрешения. Стабильность результатов существенно улучшается, если допустить, что Rt одинаково для каждой последовательности.
Характеристику бокового разреза буровой скважины, выполненного в тонких пластах, моделируют и добавляют 2% на гауссовый шум как при проведении поверхностных, так и глубинных измерений. Последовательность пройденных и не пройденных пластов определяют априори при точном расположении границ пласта и известной величине Rxo, например, из характеристики микросопротивления устройства.
Верхний сегмент выполняют для нескольких пластов различной толщины, которые недостаточно разработаны с помощью устройств, при этом каждую из характеристик определяют отдельно.
Вследствие ограниченной чувствительности при измерениях Rt (измерения боковых разрезов буровой скважины проводят поверхностно в условиях тонких пластов из-за сильного влияния боковых прилегающих пластов) шум усиливается и приводит к большим погрешностям в характеристиках Rt и ri (левый график с логарифмической шкалой, № группировки). Допуская, что различные параметры свойств пластов, например Rt и ri, равны на всем протяжении пройденных пластов, процесс обратно преобразуется в первоначальную модель (правый график с логарифмической шкалой, «Группировка»). При анализе реальной настройки данных и хорошем восстановлении разреза буровой скважины нет необходимости проверять правильность таких допусков «группировки», а достаточно просто указать их совместимость с входными данными. Выбранная для такого анализа модель формации должна быть определена и скорректирована заранее для выполнения инверсии (как при нефтефизическом анализе с использованием настройки параметров измерений датчиков с высоким разрешением).
Нижний сегмент выполнен в слоях более тонких, чем вертикальная разработка устройства. В результате, параметры измерений указывают на однородную формацию. В этом случае предыдущая информация о расположении границ пласта является решающей для проведения анализа, а выполнение инверсии может быть рассмотрено, как процесс расширения возможностей.
Изобретение дает возможность одновременно обработать результаты измерений, проводимых различными устройствами, зарегистрированные в одной и той же буровой скважине. Такая особенность имеет два дополнительных преимущества:
- возможность автоматически применять результаты дополнительных измерений для улучшения оценки свойств формации;
- определение модели формации, заключающееся в анализе всех результатов измерений.
Преимущество от одновременного анализа параметров гальванических (боковые разрезы буровых скважин) и индукционных устройств уже было рассмотрено. При использовании концепции разрешения и статистического анализа размеры эллипсоидов неопределенностей могут быть существенно уменьшены при комбинированном анализе результатов измерения различных устройств для некоторых специфических случаев. Известно, что измерения боковых разрезов буровых скважин, обычно, более чувствительны к особенностям нефтесодержащего пласта (где Rxo<Rt), тогда как измерения индукции являются наилучшими для определения свойств зоны, содержащей воду (если Rmf>Rw). Несмотря на меньшую критичность при расширении рабочего диапазона новых буровых устройств, такое дополнение способствует улучшению оценки сопротивления формации.
Второе преимущество комбинированного анализа устройств различных типов базируется на улучшенном описании формации, которое можно получить. Анизотропия сопротивления, например, не может быть определена только с помощью устройств для боковых разрезов буровых скважин или особых устройств, но требует проведения сравнения обеих частотных характеристик.
Дополнительные данные будут автоматически использованы при проведении инверсии с помощью нескольких устройств, что обеспечит выполнение глубинного согласования до выполнения инверсии. На фигуре 5 показаны результаты 2D комбинированной инверсии синтетического бокового разреза буровой скважины при наличии шума и индукции для модели формации, представляющей собой контактный слой нефть/вода, и два одиночных пласта (нефтесодержащий пласт вверху и водосодержащий пласт внизу, R=0,5 Ом·м, Dh=8,5"; восстановленные результаты измерений даны в виде чертежей вместе с оценкой параметров Rt, Rxo и ri). Измерения могут быть осложнены наличием шума, имеющего две составляющие: гауссов шум от нуля до среднего значения в пропорции 2% по отношению к сигналу при каждом измерении и дополнительное смещение: от 2% сигнала (наиболее глубоко расположенные каналы) до 5% (поверхностно расположенные каналы).
Были осуществлены две инверсии с помощью одного устройства применительно к данным боковых разрезов буровых скважин и к данным индукции с последующим осуществлением комплексной инверсии с помощью устройства. В любом случае, оценивают все свойства пластов, включая размещение границ пласта. Погрешность в Sw оценке нефтеносной зоны минимальна в случае проведения комплексного анализа бокового разреза буровой скважины и данных индукции. Результаты приведены в таблице:
| Верное значение Sw (%) | Зона боковых разрезов буровой скважины с большим разрешением (HRLA) Sw (%) | Устройство для зональной индукции (AIT) Sw (%) | HRLA+AIT Sw (%) | |
| Пласт 1: Нефть | 0,18 | 0,16 | 0,20 | 0,195 |
| Пласт 2: Нефть | 0,18 | 0,165 | 0,19 | 0,175 |
| Пласт 2: Вода | 1,0 | 0,98 | 1,0 | 1,0 |
| Пласт 3: Вода | 1,0 | 0,82 | 1,0 | 1,0 |
Свойства пласта в месте соприкосновения нефть/вода обычно имеют лучшее разрешение, чем свойства однородных пластов (пласты 1 и 3), какое бы устройство ни анализировалось. При боковом разрезе буровой скважины секция с сопротивлением Пласта 2 отклоняет электрический ток в направлении зоны воды. При отсутствии шума, инверсия, проведенная с помощью устройств в любой комбинации приводит к точному решению.
Способы согласно изобретению позволяют использовать нефтефизическую информацию для лучшего описания изменений сопротивления и, таким образом, приводит к сокращению числа неизвестных параметров. Обычно формацию представляют в виде последовательности параллельных пластов, что приводит к квадратичной оценке сопротивления неразработанной зоны. Очевидно, что такое представление не адекватно в зонах инвазии, таких как последовательности песок/ил/глинистый сланец, в замутненной окружающей среде или при наличии изменений зернистости грунта.
Изобретение дает возможность осуществить моделирование вариантов свойств по вертикали, таких как объем глинистого сланца,Vcl или общая пористость, Фt для учета выравнивания изменений сопротивления внутри пласта. В этом случае профиль сопротивления по вертикали рассчитывают из уравнения Арчи (Archie) для насыщения
где Swt и Rwe являются функциями Vcl. Допустимы линейные изменения по вертикали параметров Фt или Vcl, которые приводят к зависимости на глубине от Rt. В зависимости от допусков, с помощью алгоритма инверсии непосредственно определяют параметры насыщения водой [Sw(t) и Sxo(t)], а также допустимую постоянную внутри пласта.
На фигуре 6 показаны результаты анализа, проведенного с помощью комплексных моделей переходных зон. Верхний сегмент состоит из трех пластов с изменяющейся пористостью (от 0,1 до 0,3 P.U.), средний и нижний сегмент представляют собой пласты с изменяемым объемом доли глинистого сланца (от 0,1 до 0,5). В среднем сегменте (по отношению к более низкому) свободное (по отношению к общему) насыщение водой каждого слоя предполагают постоянным. Для указанного примера данные AIT-B* устройства были моделированы с параметрами: Rm=1 Ом·м и Dh=8,5".
При проведении анализа без ввода дополнительных нефтефизических данных параметры различных разрезов буровых скважин возводят в квадрат для образования квадратичной модели формации. Уклон будут аппроксимированы с помощью ступенчатого профиля, что приводит к сочетанию существенных трудностей:
(1) Требуется определить значительное число дополнительных параметров, рискуя получить некоторые дополнительные эквивалентные решения вопроса или, даже, нестабильную инверсию;
(2) Два грубых разделения на сегменты (с расчетом на разрешение устройств и градиент сопротивления по вертикали) не позволяют выполнить точное восстановление результатов измерения, создавая артефакты (колебания) погрешностей при восстановлении. Упомянутый процесс показан на фигуре 6 (левый график с логарифмической шкалой, Пуск 1).
Точный анализ первоначального изменения сопротивления, приводящий к созданию точной нефтефизической модели в схеме инверсии позволит лучше и с большей достоверностью представить данные с нестабильными параметрами (правый график с логарифмической шкалой, Пуск 2).
Claims (6)
1. Способ оценки свойств подземной формации, окружающей буровую скважину, при этом указанная формация включает последовательность распределенных пластов, причем каждый пласт имеет специфические физические/нефтефизические свойства, включающий следующие этапы:
i. измерение электрических свойств формации в буровой скважине;
ii. разработку модели параметров формации, окружающей буровую скважину;
iii. определение положений распределенных пластов,
iv. моделирование измерений электрических свойств при помощи определенных положений пластов, принимая, что один или более из указанных электрических свойств равны на всем протяжении некоторых из указанных распределенных пластов;
v. сравнение моделированных измерений с измеренными электрическими свойствами;
vi. использование результатов сравнения для оптимизации положения пластов и оценки физических/нефтефизических свойств формации на основе измеренных электрических свойств.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что определенное положение пласта представляет собой расположение границ этого пласта.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что дополнительно содержит a) идентификацию последовательностей пластов, которые находятся ниже возможности проведения электрических измерений; b) выделение одного или более свойств в пластах этих последовательностей; c) использование выделенных физических/нефтефизических свойств для оценки физических/нефтефизических свойств формации, включающей указанные последовательности.
4. Способ по одному из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что дополнительно содержит выполнение некоторых отличных измерений электрических свойств формации и одновременное определение физических/нефтефизических свойств формации на основании различных измерений для обеспечения комбинированной инверсии.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что дополнительно содержит a) получение результатов некоторых измерений электрических свойств исследуемой формации, при этом каждое измерение имеет различную природу; b) проведение одновременной оценки физических/нефтефизических свойств формации при помощи модели и различных измерений электрических свойств.
6. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что дополнительно содержит использование комплексной модели, которая включает в себя электрические свойства совместно с другой нефтефизической информацией для определения физических/нефтефизических свойств формации по результатам электрических измерений.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR00/12528 | 2000-09-30 | ||
| FR0012528A FR2815124A1 (fr) | 2000-09-30 | 2000-09-30 | Procede de determination de la saturation en hydrocarbure d'une formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003112619A RU2003112619A (ru) | 2004-10-20 |
| RU2294547C2 true RU2294547C2 (ru) | 2007-02-27 |
Family
ID=8854888
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003112619/28A RU2294547C2 (ru) | 2000-09-30 | 2001-09-28 | Способ определения свойств подземных формаций |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7124029B2 (ru) |
| EP (1) | EP1340102B1 (ru) |
| AU (1) | AU2002220579A1 (ru) |
| FR (1) | FR2815124A1 (ru) |
| RU (1) | RU2294547C2 (ru) |
| WO (1) | WO2002029444A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2010047613A1 (ru) | 2008-10-23 | 2010-04-29 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Сибирская Научно-Производственная Компания" | Способ количественного разделения эффектов электромагнитной индукции и вызванной поляризации |
| RU2489735C2 (ru) * | 2007-06-27 | 2013-08-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Описание подземной структуры с помощью итеративного выполнения инверсии на основе функции |
Families Citing this family (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7295927B2 (en) * | 2003-09-15 | 2007-11-13 | Schlumberger Technology Corporation | Determining water saturation for oil bearing thin-bedded formation having anisotropic resistivity |
| US7941307B2 (en) * | 2004-11-10 | 2011-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for calibrating a model of in-situ formation stress distribution |
| US7286937B2 (en) * | 2005-01-14 | 2007-10-23 | Schlumberger Technology Corporation | Estimating formation properties from downhole data |
| US7599825B2 (en) * | 2005-04-18 | 2009-10-06 | Schlumberger Technology Corporation | Shoulder bed effects removal |
| WO2007087460A2 (en) * | 2006-01-30 | 2007-08-02 | Glenn Bradley J | Bone supported vascular access port |
| WO2007126676A2 (en) | 2006-04-21 | 2007-11-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
| BRPI0719868A2 (pt) | 2006-10-13 | 2014-06-10 | Exxonmobil Upstream Res Co | Métodos para abaixar a temperatura de uma formação subsuperficial, e para formar uma parede congelada em uma formação subsuperficial |
| AU2007313394B2 (en) | 2006-10-13 | 2015-01-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined development of oil shale by in situ heating with a deeper hydrocarbon resource |
| CN101595273B (zh) | 2006-10-13 | 2013-01-02 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位页岩油开发的优化的井布置 |
| US8622133B2 (en) | 2007-03-22 | 2014-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Resistive heater for in situ formation heating |
| BRPI0808367A2 (pt) | 2007-03-22 | 2014-07-08 | Exxonmobil Upstream Res Co | Métodos para aquecer uma formação de subsuperfície usando aquecimento por resistência elétrica e para produzir fluidos de hidrocarboneto. |
| AU2008253749B2 (en) | 2007-05-15 | 2014-03-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burner wells for in situ conversion of organic-rich rock formations |
| CA2680695C (en) | 2007-05-15 | 2013-09-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burners for in situ conversion of organic-rich rock formations |
| US8146664B2 (en) | 2007-05-25 | 2012-04-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Utilization of low BTU gas generated during in situ heating of organic-rich rock |
| CA2686830C (en) | 2007-05-25 | 2015-09-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | A process for producing hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant |
| US8082995B2 (en) | 2007-12-10 | 2011-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence |
| US8005618B2 (en) | 2008-01-09 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Logging while drilling system |
| EP2101198B1 (en) * | 2008-03-11 | 2015-05-27 | Services Pétroliers Schlumberger | A downhole tool for determining formation properties |
| CA2722452C (en) | 2008-05-23 | 2014-09-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Field management for substantially constant composition gas generation |
| US20110166842A1 (en) * | 2008-05-27 | 2011-07-07 | Erik Jan Banning-Geertsma | Layer stripping method |
| CA2750405C (en) | 2009-02-23 | 2015-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Water treatment following shale oil production by in situ heating |
| US20100213943A1 (en) * | 2009-02-23 | 2010-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Method for accentuating signal from ahead of the bit |
| AU2010245127B2 (en) | 2009-05-05 | 2015-02-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Converting organic matter from a subterranean formation into producible hydrocarbons by controlling production operations based on availability of one or more production resources |
| US9121263B2 (en) * | 2009-10-09 | 2015-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Cleanup prediction and monitoring |
| US8863839B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
| AU2011296521B2 (en) | 2010-08-30 | 2016-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore mechanical integrity for in situ pyrolysis |
| AU2011296522B2 (en) | 2010-08-30 | 2016-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Olefin reduction for in situ pyrolysis oil generation |
| US9080441B2 (en) | 2011-11-04 | 2015-07-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis |
| WO2013165711A1 (en) | 2012-05-04 | 2013-11-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material |
| WO2015051133A1 (en) * | 2013-10-03 | 2015-04-09 | Schlumberger Canada Limited | Estimation of fluid properties from well logs |
| WO2015060919A1 (en) | 2013-10-22 | 2015-04-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process |
| US9394772B2 (en) | 2013-11-07 | 2016-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation |
| CA2967325C (en) | 2014-11-21 | 2019-06-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation |
| US10222498B2 (en) | 2015-05-15 | 2019-03-05 | Weatherford Technology Holdings, Llc | System and method for joint inversion of bed boundaries and petrophysical properties from borehole logs |
| CN108345049B (zh) * | 2018-02-12 | 2020-05-26 | 山东大学 | 地下工程不良地质探测多方法约束反演与联合解释方法 |
| US11204438B2 (en) * | 2019-10-25 | 2021-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | Determining anisotropic subsurface properties with electromagnetic measurements |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4340934A (en) * | 1971-09-07 | 1982-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method of generating subsurface characteristic models |
| US4486836A (en) * | 1981-12-22 | 1984-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging: utilizing superposition of step-profile responses of logging tools to improve logs |
| US4482959A (en) * | 1981-12-22 | 1984-11-13 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging: utilizing superposition of step-profile responses of logging tools to improve logs |
| US5675147A (en) * | 1996-01-22 | 1997-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method of petrophysical formation evaluation in heterogeneous formations |
| US5867806A (en) * | 1996-03-13 | 1999-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for performing inversion on LWD resistivity logs with enhanced resolution |
| WO1999018454A1 (en) * | 1997-10-08 | 1999-04-15 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Resistivity log correction method |
-
2000
- 2000-09-30 FR FR0012528A patent/FR2815124A1/fr not_active Withdrawn
-
2001
- 2001-09-28 RU RU2003112619/28A patent/RU2294547C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-09-28 AU AU2002220579A patent/AU2002220579A1/en not_active Abandoned
- 2001-09-28 WO PCT/EP2001/011286 patent/WO2002029444A1/en active Application Filing
- 2001-09-28 EP EP01986350A patent/EP1340102B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-09-28 US US10/381,833 patent/US7124029B2/en not_active Expired - Fee Related
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2489735C2 (ru) * | 2007-06-27 | 2013-08-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Описание подземной структуры с помощью итеративного выполнения инверсии на основе функции |
| US8886463B2 (en) | 2007-06-27 | 2014-11-11 | Schlumberger Technology Corporation | Characterizing an earth subterranean structure by iteratively performing inversion based on a function |
| WO2010047613A1 (ru) | 2008-10-23 | 2010-04-29 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Сибирская Научно-Производственная Компания" | Способ количественного разделения эффектов электромагнитной индукции и вызванной поляризации |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2002029444A1 (en) | 2002-04-11 |
| EP1340102B1 (en) | 2013-03-06 |
| EP1340102A1 (en) | 2003-09-03 |
| FR2815124A1 (fr) | 2002-04-12 |
| US7124029B2 (en) | 2006-10-17 |
| AU2002220579A1 (en) | 2002-04-15 |
| US20050165553A1 (en) | 2005-07-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2294547C2 (ru) | Способ определения свойств подземных формаций | |
| US6088656A (en) | Method for interpreting carbonate reservoirs | |
| US7814036B2 (en) | Processing well logging data with neural network | |
| US7003401B2 (en) | Adjustment for frequency dispersion effects in electromagnetic logging data | |
| Thiel et al. | High-fidelity real-time imaging with electromagnetic logging-while-drilling measurements | |
| US6691037B1 (en) | Log permeability model calibration using reservoir fluid flow measurements | |
| US6591195B2 (en) | Method of and apparatus for independently determining the resistivity and/or dielectric constant of an earth formation | |
| CA2257748C (en) | Method and apparatus for evaluating the resistivity of invaded formations at high apparent dip angle | |
| US8005619B2 (en) | Method of determining reservoir parameters | |
| Trevizan et al. | Method for predicting permeability of complex carbonate reservoirs using NMR logging measurements | |
| CN109577965B (zh) | 一种井壁微电阻率扫描成像测井仪的分段刻度方法 | |
| US5146167A (en) | Method and apparatus for determining the conductivity of subsurface earth formations by filtering and summing in-phase and quadrature conductivity signals with correction values | |
| CA2432684A1 (en) | Processing well logging data with neural network | |
| Zhang et al. | Inversion of induction logs based on maximum flatness, maximum oil, and minimum oil algorithms | |
| Tabanou et al. | Thinly laminated reservoir evaluation in oil-base mud: high resolution versus bulk anisotropy measurement-a comprehensive evaluation | |
| Jammes et al. | Improved saturation determination in thin-bed environments using 2D parametric inversion | |
| Tyagi et al. | Porosity analysis using borehole electrical images in carbonate reservoirs | |
| Shetty et al. | Inversion-based workflows for interpretation of nuclear density images in high-angle and horizontal wells | |
| US5987386A (en) | Interpolation of induction tool response using geometrical factors as basis functions | |
| RU2774819C1 (ru) | Способ определения удельного электрического сопротивления терригенных нефтяных коллекторов по данным электрокаротажа субвертикальных скважин с использованием искусственных нейронных сетей | |
| Zea et al. | Identifying and quantifying resistivity anisotropy in vertical boreholes | |
| Faivre et al. | Dip estimation from azimuthal Laterolog tools | |
| CN115387782A (zh) | 考虑次生孔隙系数的潜山储层渗透率评价方法 | |
| Zagrebelnyy et al. | Permeability anisotropy in the Thinly-bedded Pokurskaya formation from advanced wireline logs and formation testers | |
| Merchant et al. | Enhanced resolution LWD resistivity logs using a new inversion technique |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170929 |