RU2670083C2 - Определение количества нефти в пласте методом диэлектрической спектроскопии - Google Patents

Abstract

В заявке описаны способ и устройства оценки насыщенности флюидом толщ пород с использованием комплексной диэлектрической проницаемости. Способ может включать расчет насыщенности флюидом с использованием расчетной скорости изменения на определенной частоте мнимой части диэлектрической проницаемости относительно действительной части диэлектрической проницаемости. Способ может включать выполнение расчетов диэлектрической проницаемости с использованием электромагнитного прибора в стволе скважины. Устройство может содержать электромагнитный прибор и по меньшей мере один процессор, сконфигурированный на сохранение в памяти данных, получаемых электромагнитным прибором. По меньшей мере один процессор также может быть сконфигурирован на выполнение расчетов насыщенности флюидом. Техническим результатом при реализации заявленной группы решений выступает повышение точности оценки насыщенности флюидом толщ пород. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 12 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение в целом относится к разведочным работам на нефть и газ, включающим электроразведочные работы в стволе скважины, пробуренной в толще пород. Более точно, изобретение относится к диэлектрической спектроскопии толщи пород с использованием каротажного прибора в стволе скважины.

Уровень техники

Электрический каротаж скважины хорошо известен специалистам в данной области техники, и описаны различные устройства и методы, которые применяют в этих целях. Вообще говоря, существует электрокаротажная аппаратура двух категорий. В аппаратуре первой категории используется один или несколько измерительных электродов (источников или стоков тока), который применяют в сочетании с обратным питающим электродом (которым может являться диффузионный электрод, такой как корпус или шток зонда). Измерительный ток по цепи, соединяющей источник тока с измерительным(-и) электродом(-ами), поступает через толщу пород в обратный питающий электрод и обратно в источник напряжения в зонде. В аппаратуре второй категории, то есть в приборах индукционного каротажа внутри измерительного прибора находится антенна, которая индуцирует прохождение тока через толщу пород. Величину индуцированного тока определяют с использованием той же антенны или отдельной приемной антенны. Настоящее изобретение относится ко второй категории.

Раскрытие изобретения

С учетом вышесказанного в настоящем изобретении предложены способ и устройство для оценки насыщенности флюидом с использованием диэлектрической спектроскопии толщ пород, в которых пробурена скважина.

В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения предложен способ оценки толщи пород, включающий расчет насыщенности флюидом толщи пород с использованием расчетной скорости изменения на высокой частоте мнимой части диэлектрической проницаемости толщи пород относительно действительной части диэлектрической проницаемости толщи пород, при этом мнимую часть и действительную часть измеряют на множестве частот с использованием электромагнитного прибора в стволе скважины, пробуренной в толще пород.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения предложено устройство оценки толщи пород, содержащее несущий элемент, сконфигурированный на доставку в ствол скважины, пробуренной в толще пород; электромагнитный прибор, размещенный на несущем элементе и сконфигурированный на выполнение измерений, отображающих мнимую часть и действительную часть диэлектрической проницаемости толщи пород на множестве частот; и по меньшей мере один процессор, сконфигурированный на расчет мнимой части и действительной части на множестве частот путем инверсии измерений и на расчет скорости изменения на высокой частоте мнимой части относительно действительной части.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения предложен машиночитаемый носитель, содержащий команды, при выполнении которых по меньшей мере один процессор осуществляет способ, включающий расчет насыщенности флюидом толщи пород с использованием расчетной скорости изменения на высокой частоте мнимой части диэлектрической проницаемости толщи пород относительно действительной части диэлектрической проницаемости толщи пород, при этом мнимую часть и действительную часть измеряют на множестве частот с использованием электромагнитного прибора в стволе скважины, пробуренной в толще пород.

Краткое описание чертежей

Для лучшего понимания настоящего изобретения оно проиллюстрировано на сопровождающих его чертежах, на которых одинаковые элементы обозначены одинаковыми позициями и на которых:

на фиг. 1 схематически показана буровая площадка, включая электромагнитный прибор для оценки параметра толщи пород согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения,

на фиг. 2А - электромагнитный прибор согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения,

на фиг. 2Б - прижимной башмак электромагнитного прибора согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения,

на фиг. 3А - конфигурация антенны, установленной на прижимном башмаке электромагнитного прибора согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения,

на фиг. 3Б - конфигурация антенны, установленной на прижимном башмаке электромагнитного прибора согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения,

на фиг. 4А - конфигурация антенны, установленной на прижимном башмаке электромагнитного прибора согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения,

на фиг. 4Б - конфигурация антенны, установленной на прижимном башмаке электромагнитного прибора согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения,

на фиг. 5 - блок-схема способа согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения,

на фиг. 6 - набор диаграмм, иллюстрирующих релаксацию при поляризации различных типов согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения,

на фиг. 7 - диаграмма комплексной диэлектрической проницаемости насыщенного раствором NaCl и смесью раствора NaCl и трансформаторного масла песчаника согласно одному из вариантов осуществления изобретения,

на фиг. 8 - диаграмма зависимости мнимой и действительной частей комплексной диэлектрической проницаемости насыщенного раствором NaCl и смесью раствора NaCl и трансформаторного масла песчаника согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения, и

на фиг. 9 - диаграмма зависимости мнимой и действительной частей комплексной диэлектрической проницаемости насыщенного раствором NaCl и смесью раствора NaCl и трансформаторного масла песчаника при различных длинах зонда согласно одному из вариантов осуществления изобретения.

Подробное описание осуществления изобретения

В следующем далее описании для ясности описаны не все признаки фактических реализаций. Разумеется, ясно, что при разработке любой такой фактической реализации, как и при любом проектировании такого рода должно быть принято множество инженерно-технических решений с целью решения конкретных задач и подзадач разработки (например, задач соответствия системным и техническим ограничениям), которые будут меняться в зависимости от реализации. Кроме того, неизбежно потребуется принять во внимание надлежащую инженерно-техническую практику в отношении соответствующей окружающей среды. Ясно, что такая опытно-конструкторская работа может являться сложной и требующей больших затрат времени, но, тем не менее, типовой задачей для специалистов в соответствующих областях техники.

Диэлектрическая спектроскопия предусматривает оценку диэлектрической проницаемости материалов. Диэлектрическая проницаемость может иметь мнимую часть и действительную часть, которые могут изменяться в зависимости от частоты электрического сигнала, на который воздействует материал.

Согласно некоторым особенностям диэлектрическая проницаемость может оцениваться с использованием электромагнитного прибора, сконфигурированного на генерирование электрического тока на множестве частот.

Согласно некоторым особенностям электромагнитный прибор может содержать индукционный электромагнитный зонд, который может быть электрически связан с толщей пород с внутренней стороны ствола скважины, пробуренной в толще пород. Диэлектрическая проницаемость может определяться путем решения уравнений Максвелла. При однородной среде зависимость между магнитным полем H_z и диэлектрической проницаемостью ε может быть представлена следующими уравнениями:

в которых M_Z означает магнитный момент приемной катушки, k означает волновое число, ω означает круговую частоту, R означает расстояние по радиусу, r и z означают координаты в цилиндрической системе координат, μ означает проницаемость материла, а ε' и ε" означают действительную и мнимую часть диэлектрической проницаемости. Диэлектрическая проницаемость может оцениваться методами, известными специалистам в данной области техники, включая без ограничения один или несколько из следующих методов: (i) метод Ньютона и (ii) метод Марквардта-Левенберга.

Оценки мнимой и действительной частей диэлектрической проницаемости толщи пород могут использоваться для оценки по меньшей мере одного интересующего параметра толщи пород. По меньшей мере один интересующий параметр может включать без ограничения (i) водонасыщенность, (ii) нефтенасыщенность и (iii) коллоидальную водонефтяную структуру.

Если, например, по центру ствола скважины размещена дипольная антенна, сконфигурированная на излучение электромагнитных волн, а на определенном расстоянии от передатчика в стволе скважины находится приемная антенна, действительная и мнимая части магнитного поля могут измеряться приемной антенной. С использованием мнимой и действительной частей диэлектрической проницаемости на протяжении множества частот может формироваться спектральное изображение диэлектрической проницаемости. Каждая точка спектрального изображения диэлектрической проницаемости может соответствовать конкретной частоте спектра электромагнитных волн. С использованием спектрального изображения диэлектрической проницаемости могут оцениваться объемные фракции воды и нефти в толще пород. Далее рассмотрены варианты осуществления устройств и способов оценки этих объемных фракций.

На фиг. 1 показан электромагнитный прибор 10, подвешенный в стволе 12 скважины, пробуренной в толщах пород 13, на соответствующем кабеле 14, который проходит через шкив 16, установленный на буровой вышке 18. Согласно отраслевому стандарту кабель 14 включает несущий элемент и семь проводников для передачи команд прибору и приема данных, поступающих от прибора, а также для питания прибора. Электромагнитный прибор 10 поднимают и спускают на буровой лебедке 20. Находящийся на поверхности 23 электронный модуль 22 передает необходимые команды и в ответ принимает данные, которые могут быть сохранены в архивном запоминающем устройстве любого желаемого типа для одновременной или последующей обработки. Данные могут передаваться в аналоговой или цифровой форме. Для анализа данных в полевых условиях в режиме реального времени могут быть использоваться процессоры данных, такие как соответствующий компьютер 24, или зарегистрированные данные могут передаваться в центр обработки для их последующей обработки. Обработка может частично или полностью выполняться с использованием скважинного процессора, установленного в соответствующем положении на каротажном приборе 10. Хотя была проиллюстрирована система транспортировки на каротажном кабеле, подразумевается, что варианты осуществления настоящего изобретения могут применяться в приборах, доставляемых посредством жестких несущих элементов (например, сочлененной бурильной трубы или спиральных насосно-компрессорных труб), а также нежестких несущих элементов (например, каротажного кабеля, скользящей муфты, электрической силовой линии и т.д.). Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения рассчитаны на применение с приборами LWD/MWD.

Электромагнитный прибор 10 может содержать по меньшей мере одну передающую антенну и по меньшей мере две приемные рамочные антенны, установленные на прижимном башмаке. Прибор может действовать по меньшей мере в двух режимах. Первый режим может именоваться режимом мини-MPR (электрокаротажа методом многолучевого распространения, от английского - multiple propagation resistivity), который позволяет измерять затухание и разность фаз между двумя приемниками. Электромагнитный прибор 10 также может действовать во втором (индукционном) режиме, в котором может измеряться компенсированное магнитное поле (напряжение). Ток в генераторной катушке может индуцировать магнитное поле в толщах пород 13. В свою очередь, это магнитное поле может создавать вихревые токи, протекающие через толщи пород 13. За счет присутствия этих токов в толщах пород магнитное поле может подводиться к приемной катушке R и тем самым может генерироваться сигнал приемника. Могут использоваться каротажные приборы, имеющие "приемную катушку" и "генераторную катушку", каждая из которых состоит из нескольких катушек, размещенных определенным образом с целью получения желаемого отклика. Затем сигнал приемника может быть усилен и введен в один или несколько фазочувствительных детекторов (ФЧД). Каждый ФЧД может обнаруживать фазововый компонентный сигнал, фаза которого идентична фазе опорного сигнала, который также может вводиться в детектор. Опорный фазовый сигнал может иметь заданную зависимость фазы и тока в генераторной(-ых) катушке(-ах). Выходные сигналы ФЧД могут дополнительно обрабатываться в скважине или передаваться вверх по стволу скважины наземному оборудованию с целью обработки или отображения для инженера по эксплуатации.

В индукционном режиме одна приемная катушка может служить главным приемником, а другая - резервным приемником. Передающие антенны могут иметь рамки и/или электрические диполи. В случае рамочных передающих антенн передатчики и приемники могут иметь одну из трех ориентаций. Если ось z прибора параллельна продольной оси прибора, ось x может проходить по радиусу через центр прижимного башмака, а ось y может проходить по касательной к прижимному башмаку. Составляющая zz может относиться к источнику z и приемнику z и т.д. В некоторых вариантах осуществления могут использоваться xx-передатчики и приемники.

На фиг. 2А показан электромагнитный прибор 10 согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения. Электромагнитный прибор 10 может иметь корпус 55 с двумя прижимными башмаками 51А, 51В, выдвигаемыми на выдвижных устройствах 57А, 57В. Два прижимных башмака показаны в целях иллюстрации, и на практике может использоваться большее число прижимных башмаков. Выдвижные устройства могут управляться электрическим, электромеханическим, механическим или гидравлическим путем. Когда выдвижные устройства 57А, 57В полностью выдвинуты, прижимные башмаки 51А, 51В могут соприкасаться со стенкой ствола скважины (не показанной) и выполнять измерения, отображающие свойства стенки ствола скважины. Ориентацию электромагнитного прибора 10 могут указывать датчики ориентации (не показанные). Кроме того, с помощью датчика (не показанного) на поверхности, который измеряет количество размотанного кабеля, может определяться глубина погружения. Помимо этого, в скважине могут использоваться акселерометры для выполнения других измерений, отображающих глубины погружения электромагнитного прибора 10. Датчики ориентации могут включать акселерометры, магнитометры или гироскопы. Глубина также может оцениваться на основании выходного сигнала гироскопа.

На фиг. 2Б проиллюстрирован один из примеров расстановки сдвоенных передатчиков и приемников на каждом из прижимных башмаков. Показан прижимной башмак 51А с двумя передатчиками 55А, 55В, которые расположены вокруг двух приемников 57А, 57В. На фиг. 2Б также схематически обозначены стрелками измерения, которые могут выполняться каждым из двух приемников 57А, 57В в соответствии с сигналами, которые генерируются каждым из двух передатчиков 55А, 55В.

За счет использования сдвоенных передатчиков может обеспечиваться симметричный отклик. За счет использования сдвоенных передатчиков может ослабляться влияние неровности ствола скважины. Кроме того, за счет использования сдвоенных передатчиков могут ослабляться вызываемые электронным оборудованием погрешности при измерении затухания. Вызываемые электронным оборудованием погрешности могут не сказываться на измерении разности фаз.

При работе в режиме мини-MPR оба передатчика 55А, 55В могут размещаться симметрично по отношению к приемным антеннам 57А, 57В. Для каждого из передатчиков 55А, 55В измеряется затухание и разность фаз. Измерения могут усредняться с целью получения окончательных результатов:

в которых нижними индексами Т1 и Т2 обозначены первый и второй приемники. При условии однородной толщи пород, для которой магнитными полями в местоположении приемников являются H₁ и Н₂, и при условии, что два приемника имеют коэффициенты усиления G₁ и G₂, соотношение выходных сигналов R_T1 двух приемников для 1-го приемника может быть определено на основании следующего уравнения:

в котором А₁ и А₂ означают амплитуды H₁ и Н₂, соответственно; Δφ означает разность фаз двух приемников. Из уравнения (3) следует

Соответственно, ясно, что изменение коэффициента усиления сказывается на результатах измерения затухания, но не на результатах измерения разности фаз.

Аналогичным образом, затухание для 2-го приемника может быть определено на основании следующего уравнения:

Результат измерения затухания может быть записан в виде следующего уравнения:

Путем усреднения уравнений (3) и (4) может быть исключено колебание коэффициентов усиления. Специалисты в данной области техники согласятся с тем, что для определения диэлектрической постоянной толщи пород помимо определения удельного сопротивления также могут использоваться измерения амплитуды и фазы.

На фиг. 3А схематически показана типичная конфигурация прибора согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения. В данном случае для обеспечения достаточного азимутального охвата может использоваться множество пар приемников. На прижимном башмаке 51А могут быть размещены две группы 103А, 103В приемников. Каждому приемнику 105 из верхней группы 103А соответствует приемник 105 из нижней группы 103В. В одном из вариантов осуществления катушки 101А, 101В приемников из верхней и нижней групп могут быть совмещены в радиальном направлении относительно направления оси (перемещения) прибора. Приемные катушки 105 отстоят друг от друга в поперечном направлении на расстояние, определяемое азимутальным разрешением электромагнитного прибора. Над группой 103А приемников и под группой 103В приемником могут быть размещены две передающие антенны 101А, 101В. Передающие антенны 101А, 101В могут действовать поочередно в то время, как каждой парой приемников выполняются измерения. На фиг. 3А стрелками показан один из примеров направления тока передатчиков 101А, 101В. При указанном направлении тока передатчиков 101А, 101В и ориентации катушек приемников 105 выполняемые измерения являются xx-измерениями. Они могут включать измерение скорости затухания, разности фаз или компенсированного магнитного поля.

На фиг. 3Б схематически проиллюстрирована типичная конфигурация прибора согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения с использованием расположенных в шахматном порядке пар приемников. В зависимости от размера приемных катушек 101А, 101В пары приемников могут быть расположены в шахматном порядке в направлении оси прибора с небольшим разносом между парами приемников. Как верхняя группа 103А' приемников, так и нижняя группа 103В' приемников могут состоять из двух расположенных в шахматном порядке рядов приемников 105 для уменьшения зазоров азимутального охвата конфигурации, проиллюстрированной на фиг. 3А.

На фиг. 4А схематически показан передатчик согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения. Передатчики 101А' и 101В' могут иметь провода, обвитые вокруг прижимного башмака 51А. Провода могут проходить преимущественно перпендикулярно оси прибора спереди, сзади и по бокам прижимного башмака 51А. При конфигурации, показанной на фиг. 4А, измерения являются zx-измерениями.

На фиг. 4Б схематически показан передатчик согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения. Передатчиками 101А", 101В" могут являться электрические диполи, перпендикулярные оси прибора.

На фиг. 5 показана блок-схема одного из способов 500 оценки насыщенности флюидом согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения. На шаге 510 электромагнитный прибор 51А может доставляться в ствол 12 скважины. На шаге 520 от передатчиков 101А, 101В в толщу пород могут передаваться сигналы на множестве частот. В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере одной из множества частот может являться частота 500 МГц или выше. На шаге 530 приемники 103А, 103В могут генерировать выходной сигнал, отображающий комплексную диэлектрическую проницаемость толщи пород 13. На шаге 540 может рассчитываться скорость изменения мнимой части комплексной диэлектрической проницаемости относительно действительной части комплексной диэлектрической проницаемости с использованием генерированного выходного сигнала. На шаге 550 может рассчитываться насыщенность флюидом с использованием расчетной скорости изменения.

Выбор множества частот может включать выбор частот на уровне или вблизи верхней граничной частоты действительной части диэлектрической проницаемости для толщи пород с поляризацией конкретного типа. Может распознаваться несколько базовых типов поляризации в зависимости от коллоидальной структуры нефти, контакта воды с вмещающей пористой средой и водонефтяного контакта с вмещающей средой. В этих случаях физические основы соответствуют миграционной поляризации (поляризации Максвелла-Вагнера) при контакте между коллоидными частицами нефти, поляризации двойного слоя и объемного заряда при контакте между водой и скелетом породы вмещающей пористой среды и т.д. Поляризация каждого типа может распознаваться с помощью специфической структурной единицы среды и заноситься в каталог диэлектрических спектров. Затем задача определения типа частиц коллоидного раствора в пористой среде может сводиться к идентификации занесенных в каталог и измеренных спектров. Следует отметить, что поляризация всех типов может быть сведена к трем следующим основным типам:

релаксация Гавриляка-Негами (ее особыми случаями являются релаксации Коула-Дэвидсона, Дебая и Коула-Коула), характеризующаяся частотной зависимостью комплексного значения диэлектрической проницаемости:

М - степенная релаксация:

релаксация Максвелла-Вагнера:

На фиг. 6 показан набор кривых комплексной диэлектрической проницаемости, иллюстрирующих спектральные изображения диэлектрической проницаемости при различных релаксациях, связанных с типами поляризации и коллоидальной структурой флюида в насыщенной пористой среде. Релаксация Максвелла-Вагнера определяет фазу коллоидных частиц, М - степенная релаксация соответствует пластинчатым или дисковидным мицеллярным коллоидным частицам, релаксация Дебая соответствует кристаллическим твердым коллоидным частицам, релаксация Коула-Дэвидсона соответствует локальной кристаллической структуризации в коллоидных частицах и т.д. После составления каталога типов поляризации может определяться структура водонефтяной смеси и содержание коллоидных фракций нефти в насыщенной пористой среде. Структура водонефтяной смеси может отображать проницаемость толщи пород. Например, типом поляризации водонасыщенных песчаников и доломитов может являться релаксация Коула-Коула. Тип поляризации может определяться с использование электромагнитного каротажа ствола скважины.

На фиг. 7 показана диаграмма, содержащая набор кривых, отображающих частотную зависимость комплексной диэлектрической проницаемости песчаника, насыщенного (i) водой и (ii) смесью воды и трансформаторного масла. Кривой 710 обозначена действительная часть диэлектрической проницаемости песчаника, насыщенного водой. Кривой 720 обозначена мнимая часть диэлектрической проницаемости песчаника, насыщенного водой. Кривой 730 обозначена действительная часть диэлектрической проницаемости песчаника, насыщенного смесью воды и трансформаторного масла. Кривой 740 обозначена мнимая часть диэлектрической проницаемости песчаника, насыщенного смесью воды и трансформаторного масла.

В том случае, когда в толщах пород 13 присутствует как вода, так и нефть, на шаге 550 может определяться объемная фракция воды, если нефть отсутствует, и объемная фракция в присутствии нефти. Разностью между этими двумя величинами может являться объемная фракция нефти. Далее проиллюстрирован способ определения водонасыщенности и нефтенасыщенности с использованием случаев релаксации Коула-Коула и релаксации Гавриляка-Негами. При оценке диэлектрической проницаемости может предполагаться естественная пористая среда, такая как песчаник или доломит, которая насыщена водой, при условии установленного типа диэлектричекой поляризации этой системы посредством измерений в стволе скважины.

На фиг. 8 проиллюстрирован один из примеров набора кривых, отображающих комплексную диэлектрическую проницаемость песчаника на протяжении определенного диапазона частот. В водонасыщенных песчаниках обычно наблюдается релаксации Коула-Коула, которая представлена кривой 710 и может быть выражена в виде следующего уравнения:

в котором ε^* означает комплексную диэлектрическую проницаемость, ε_∞ является асимптотическим значением действительной части поляризации этого типа на высоких частотах, ε_s является статическим значением диэлектрической проницаемости, τ означает время релаксации, α означает параметр в интервале от 0 до 1, который характеризует угол поляризации. Было опытным путем установлено, что в естественных средах, таких как песчаники или доломиты асимптотическое значение действительной части диэлектрической проницаемости зависит только от водонасыщенности порового пространства и не зависит от концентрации соли в насыщающей воде и типа породы. Иными словами, ε_∞ является универсальной функцией водонасыщенности пористой породы. Частотная зависимость действительной и мнимой частей диэлектрической проницаемости водонасыщенных пластов (действительной части, мнимой части), представленная кривой 810, выглядит симметричной относительно максимума мнимой части диэлектрической проницаемости. Кривой 820 может быть представлена релаксация Гавриляка-Негами, которая наблюдается в присутствии нефти. Как видно на кривой 820, в присутствии нефти симметрия в высокочастотной области может больше не сохраняться.

Углы 830, 840 искажения (distorting angle) между каждой из кривых 810, 820 спектра диэлектрической проницаемости (частотнозависимой спектральной диэлектрической характеристикой) и осью х могут зависеть от объемной фракции нефти, присутствующей в пласте. Искажение (distortion) может быть определено на основании спектральной зависимости диэлектрической постоянной (действительной и мнимой частей) в низкочастотной области. При известном угле искажения может быть определена объемная фракция нефти, присутствующей в пласте.

Для релаксации Коула-Коула известно уравнение:

в котором ε"_max означает максимальный коэффициент потерь, ε_s является статическим значением действительной части диэлектрической постоянной, ε_∞ означает ее высокочастотную границу, а α означает параметр поляризации. Также известно, что для релаксации Коула-Коула справедлива следующая зависимость:

Из уравнений (13) (14) следует следующее уравнение:

в котором ε_∞ (K) означает заданную универсальную функцию водонасыщенности (фракцию воды в процентах). Универсальная кривая ε_∞ (K%) может быть получена путем лабораторных опытов, a ε"_max, ε''_max, α могут быть определены методом индукционного каротажа.

Если в поровом пространстве присутствует как вода, так и нефть кривая поляризации следует формуле Гавриляка-Негами, которая представлено кривой 720 на фиг. 7 и выражена в виде следующего уравнения:

в котором содержатся два параметра поляризации: α и β.

За счет члена β может высокочастотная граница действительной части комплексной диэлектрической проницаемости частично зависит от количества нефти. При малых искажениях левого угла на кривой 820 показатель степени β-1 может быть раскрыт с точностью квадратичного члена в следующем виде:

Первый член этого раскрытия может правильно описывать угловые искажения вплоть до величины β=0,7. В случае дальнейшего уменьшения β должны приниматься во внимание квадратичные члены. Когда в поровом пространстве присутствует нефть, может вычисляться водонасыщенность для случая отсутствия нефти K_water с использованием правого угла. Параметры ε"_max и ε'_max поляризации могут определяться посредством правого угла. На основании кривой поляризации для случая присутствия нефти, может вычисляться β=0,7 с использованием уравнения (13). С помощью следующих зависимостей:

может вычисляться фракция воды в присутствии нефти K_o-w. Затем может определяться количество нефти K_oil согласно следующей формуле:

Этот пример с использованием случая релаксации Коула-Коула является лишь иллюстративным и наглядным, поскольку может использоваться поляризация других типов, включая без ограничения релаксацию Дебая, релаксацию Коула-Дэвидсона, M - степенную релаксацию и релаксацию Максвелла-Вагнера.

На фиг. 9 показана диаграмма, содержащая набор кривых, отображающих комплексную диэлектрическую проницаемость толщи горных пород на протяжении определенного диапазона частот в присутствии воды и нефти согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения. Кривой 910 обозначена истинная релаксация Гавриляка-Негами для песчаника. Кривыми 920, 930, 940 обозначена комплексная диэлектрическая проницаемость песчаника при использовании зондов длиной 1 метр, 0,5 метра и 0,25 метра для оценки диэлектрической проницаемости. Можно наблюдать, что форма спектра диэлектрической проницаемости невосприимчивая к различиям в длине зонда. Следовательно, угол 950 искажения может оставаться неизменным, несмотря на различные длины зонда.

Как описано в изобретении, способ согласно рассмотренному варианту осуществления предусматривает несколько вычислительных шагов. Специалистам в данной области техники ясно, что эти шаги могут выполняться вычислительными средствами, такими как компьютер, или могут выполняться вручную аналитиком или путем какого-либо сочетания перечисленного. Например, когда в рассмотренном варианте осуществлении предусмотрено сравнение измеренных значений, имеющих определенные характеристики, специалистам в данной области техники ясно, что такое сравнение может осуществляться аналитиков на основании субъективной оценки или путем вычислительной оценки в компьютерной системе, соответствующим образом запрограммированной на выполнение такой функции. Поскольку настоящее изобретение реализовано с использованием компьютерного оборудования для выполнения одной или нескольких функций, предполагается, что программирование компьютерного оборудования для их выполнения является типовой инженерной задачей для специалистов в данной области техники, ознакомившихся с настоящим изобретением.

Подразумевается, что при обработке получаемых данных может использоваться компьютерная программа, реализованная на применимой вычислительной платформе (специализированной или общего назначения) и воплощенная в применимой машиночитаемой среде, позволяющей процессору осуществлять управление и обработку. Подразумевается, что термин "процессор", используемый в настоящем описании, охватывает такие устройства, как микроконтроллеры, микропроцессоры, программируемые пользователем вентильные матрицы (FPGA), а запоминающей средой может являться ОЗУ, ПЗУ, СППЗУ, ЭППЗУ, твердотельный диск, оптические носители, магнитные носители и/или запоминающие среды, которые могут быть сочтены приемлемыми. Как описано выше, функции обработки и управления могут выполняться в скважине, на поверхности или в обоих положениях.

Из приведенного описания следует, что в нем раскрыты способ и устройство оценки толщ пород путем измерения электрических характеристик, включая диэлектрическую проницаемость пласта, и путем измерений, выполняемых на множестве частот.

Хотя в описании рассмотрен и/или предложен конкретный вариант осуществления, а также его возможные разновидности и альтернативы, подразумевается, что в описании раскрыты, предложены и проиллюстрированы различные признаки и особенности изобретения, но оно не имеет целью ограничить объем изобретения, охарактеризованный исключительно следующей далее формулой изобретения.

Несмотря на то, что в описании раскрыты предпочтительные варианты осуществления изобретения, для специалиста в данной области техники будут очевидны различные усовершенствования. Предполагается, что раскрытие охватывает все изменения, входящие в сущность и объем приложенной формулы изобретения.

Claims (17)

1. Способ оценки толщи пород, включающий оценку насыщенности флюидом толщи пород, отличающийся тем, что используют мнимую часть диэлектрической проницаемости толщи пород в соотношении с действительной частью диэлектрической проницаемости толщи пород для получения частотно-зависимой спектральной диэлектрической характеристики, при этом мнимую часть и действительную часть получают на основе измерений на множестве частот с использованием электромагнитного прибора в стволе скважины, пробуренной в толще пород.

2. Способ по п. 1, включающий доставку электромагнитного прибора в ствол скважины.

3. Способ по п. 2, включающий использование электромагнитного прибора для выполнения измерений на множестве частот.

4. Способ по п. 3, включающий инверсию измерений для получения на основе них частотно-зависимой спектральной диэлектрической характеристики на множестве частот.

5. Способ по п. 1, в котором в электромагнитном приборе используется электрическая индукция.

6. Способ по п. 1, в котором частотно-зависимая спектральная диэлектрическая характеристика представляет взаимосвязь мнимой и действительной частей.

7. Способ по п. 1, включающий оценку коллоидных свойств толщи пород с использованием частотно-зависимой спектральной диэлектрической характеристики.

8. Способ по п. 1, включающий оценку насыщенности флюидом толщ пород с использованием одного или нескольких углов искажения между частотно-зависимой спектральной диэлектрической характеристикой и осью диэлектрической проницаемости.

9. Устройство оценки толщи пород, содержащее:

несущий элемент, выполненный с возможностью доставки в ствол скважины, пробуренной в толще пород;

электромагнитный прибор, размещенный на несущем элементе и выполненный с возможностью проведения измерений, отображающих мнимую часть и действительную часть диэлектрической проницаемости толщи пород на множестве частот; и

по меньшей мере один процессор, выполненный с возможностью оценки насыщенности флюидом толщ пород,

отличающееся тем, что указанный по меньшей мере один процессор выполнен с возможностью использования мнимой части диэлектрической проницаемости толщи пород в соотношении с действительной частью диэлектрической проницаемости толщи пород для получения частотно-зависимой спектральной диэлектрической характеристики, при этом мнимая часть и действительная часть получены на основе измерений.

10. Устройство по п. 9, в котором электромагнитный прибор сконфигурирован на использование электрической индукции.

11. Устройство по п. 9, в котором указанный по меньшей мере один процессор выполнен с возможностью оценки коллоидных свойств толщи пород с использование частотно-зависимой спектральной диэлектрической характеристики.

12. Машиночитаемый носитель, содержащий команды, при исполнении которых по меньшей мере один процессор выполняет способ, включающий оценку насыщенности флюидом толщ пород с использованием мнимой части диэлектрической проницаемости толщи пород в соотношении с действительной частью диэлектрической проницаемости толщи пород для получения частотно-зависимой спектральной диэлектрической характеристики, при этом мнимая часть и действительная часть получены на основе измерений на множестве частот с использованием электромагнитного прибора в стволе скважины, пробуренной в толще пород.

13. Машиночитаемый носитель по п. 12, представляющий собой по меньшей мере один из постоянных носителей из группы, включающей постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (СППЗУ), электрически стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (ЭСППЗУ), флэш-память и оптический диск.

Images