Настоящее изобретение относится к измерению пористости образования, а более конкретно к компенсации результатов измерения пористости, полученных в скважине, закрепленной обсадной трубой, с учетом влияния окружающей среды, которое включает в себя толщину цемента.
Достижения в науке и технике, связанные с определением характеристик подземных геологических образований, характеризуются появлением многочисленных усовершенствованных методов изучения углеводородных образований. В общем, приспособление для каротажа скважины проходит через буровые скважины, которые окружены геологическим образованием, представляющим интерес. Источник, размещенный на приспособлении для каротажа скважины, облучает образование. Датчики, расположенные в рабочем состоянии на определенном расстоянии от источника, размещаются на приспособлении для каротажа скважины. Датчики, установленные на приспособлении для каротажа скважины, затем обнаруживают интенсивность излучения или скорость торможения излучения и обычно показывают характеристики геологических образований, которые подвергают облучению.
В настоящее время, известным способом исследования геологических образований, в частности, пористости образований, которые окружают буровую скважину, закрепленную обсадной трубой, является способ для приспособления с компенсацией тепловых нейтронов (КТЛ). Приспособление КТЛ обычно состоит из непрерывного источника нейтронов и двух детекторов нейтронов. Нейтронное приспособление служит для бомбардировки с помощью нейтронов буровой скважины, закрепленной обсадной трубой, и окружающего ее образования. Датчики, расположенные на приспособлении КТЛ на двух предварительно выбранных расстояниях отдельно от источника, обнаруживают нейтроны. Данные измерения, полученные с помощью датчиков, затем обрабатывают для дальнейшего исследования пористости геологического образования, окружающего буровую скважину, закрепленную обсадной трубой. Датчики по существу измеряют тепловые нейтроны. За счет взаимодействия водорода и нейтрона, нейтроны, которые фиксируются, позволяют получить некоторое показание, относящееся к пористости окружающего геологического образования.
Одна из проблем, возникающая при использовании приспособлений КТЛ в буровых скважинах, закрепленных обсадными трубами, заключается в том, что приспособления КТЛ обнаруживают тепловые нейтроны. В буровой скважине, закрепленной обсадной трубой, существуют многочисленные факторы, которые способствуют быстрому поглощению тепловых нейтронов. Одним из таких факторов является хлор, растворенный в соленой воде, который используется при цементировании обсадной трубы. Хлор, растворенный в соленой воде, может выполнять функцию поглотителя тепловых нейтронов. Другим таким фактором является поглощение тепловых нейтронов в стальных обсадных трубах, расположенных в скважинах, закрепленных обсадными трубами. Поглощение тепловых нейтронов имеет тенденцию к снижению точности данных, получаемых при измерениях источника, которые могут привести к ухудшению качества измерения пористости образования.
Другая проблема при использовании приспособления КТЛ в буровой скважине, закрепленной обсадной трубой, заключается в том, что на стадиях обработки полученных данных, цементное кольцо скважины, закрепленной обсадной трубой, является заранее известным фактором. Во многих случаях, толщина цемента в скважине, закрепленной обсадной трубой, точно не известна. Это происходит потому, что определенное количество цемента просто заливают вокруг обсадной трубы скважины, и многочисленные предположения о толщине цементного кольца в этом случае являются неточными. Следовательно, данные о пористости образований, которые получают с использованием приспособления КТЛ, могут быть спорными из-за погрешностей, возникающих при оценке толщины цемента буровой скважины, закрепленной обсадной трубой.
Другое приспособление для каротажа скважины (зонд для исследования пористости с ускорителем (ЗПУ)) является известным приспособлением, которое используется в открытых буровых скважинах. В ЗПУ используется генератор с ускорителем электронов вместо непрерывного источника нейтронов. Приспособление на основе ЗПУ обычно состоит из источника нейтронов, датчика нейтронов, который позиционируется в непосредственной близости от источника нейтронов, набора матричных датчиков, позиционируемых в непосредственной близости от источника нейтронов, и датчика нейтронов, позиционируемого на определенном расстоянии от источника нейтронов. ЗПУ обеспечивает три различных измерения пористости и измерения сигма а-образования. ЗПУ содержит источник нейтронов, который позволяет получить на выходе импульс нейтронов и проводить временные измерения торможения сигма и нейтронов.
Благодаря более высокой эффективности нейтронов, которая достигается с помощью приспособления ЗПУ, измерения надтепловых нейтронов могут стать более практичными.
Использование обнаружения надтепловых нейтронов по существу уменьшает влияние всевозможных поглотителей тепловых нейтронов в образовании, что позволяет получить более точные данные, относящиеся к пористости образований. Кроме того, при применении ЗПУ в открытой буровой скважине обычно используется операция нейтрализации приспособления. Из-за относительно низкой глубины объекта исследования, которая замедляет время анализа, нейтрализация приспособления в значительной степени влияет на измерения. Эффекты нейтрализации приспособления необходимо учитывать при вычислении пористости образований. Комбинацию отношений скоростей подсчета нейтронов и временные измерения торможения используются для уменьшения эффектов нейтрализации приспособления. Хотя применение приспособления ЗПУ имеет ряд преимуществ по сравнению с приспособлением КТЛ, ЗПУ в настоящее время адаптировано только для анализа открытых буровых скважин.
Патенты US 3818225, 3979300, 4625110, 4638161, 4760252, 4972082, 5051581, 5235185, 5349184, 5699246 отражают известный уровень техники, относящийся к способам и устройствам, использующим технологию подповерхностных измерений на основе нейтронного анализа. Техническое решение по патенту US 3818225 является ближайшим аналогом настоящего изобретения.
Настоящее изобретение предлагает способ определения пористости геологического образования. Способ согласно настоящему изобретению дополнительно включает в себя выработку импульсов нейтронов, которые высвобождают энергию нейтронов в первую область и геологическое образование, окружающее первую область. Регистрируют нейтроны и получают многочисленные скорости подсчета детектора нейтронов с использованием по меньшей мере двух источников нейтронов в расположениях детекторов нейтронов. Измерение временных соотношений получают при одном из расположений для того, чтобы измерить первую глубину объекта исследования. Кажущуюся пористость вычисляют с использованием по меньшей мере одного из измеренных временных соотношений и отношений скоростей подсчета нейтронов. Вычисляют влияние первой области на вычисленную кажущуюся пористость в ответ по меньшей мере на одно из отношений скоростей подсчета детектора нейтронов и измерение временных соотношений. Пористость образования вычисляют с помощью выполнения коррекции кажущейся пористости за счет определенного влияния первой области.
Настоящее изобретение также предусматривает устройство для сбора данных, относящихся к характеристикам буровых скважин и содержанию геологических образований. Устройство настоящего изобретения включает в себя корпус. Источник нейтронов расположен в корпусе, адаптирован для доставки нейтронов в область, расположенную рядом с буровой скважиной. Устройство дополнительно содержит средство для выработки импульсов нейтронов при помощи источника нейтронов. Первый датчик надтепловых нейтронов располагается в корпусе и размещается на определенном расстоянии от источника нейтронов. Устройство дополнительно содержит средство для получения дальней скорости подсчета нейтронов при помощи первого датчика надтепловых нейтронов. Второй датчик надтепловых нейтронов расположен в корпусе, размещенном отдельно от источника нейтронов и между источником нейтронов и первым датчиком надтепловых нейтронов. Устройство дополнительно содержит средство для сбора данных о ближней скорости подсчета нейтронов при помощи второго датчика надтепловых нейтронов. Третий датчик надтепловых нейтронов расположен в корпусе между первым и вторым датчиками надтепловых нейтронов. Устройство дополнительно содержит средство для сбора данных о скорости подсчета нейтронов матричного датчика при помощи третьего датчика надтепловых нейтронов. Устройство дополнительно содержит средство для приема электрических сигналов от первого, второго и третьего датчиков надтепловых нейтронов, показывающее число нейтронов, обнаруженных с помощью датчиков. Устройство дополнительно содержит средство для сбора измерения временных соотношений из по меньшей мере одного ближнего датчика нейтронов, матричного датчика нейтронов и дальнего датчика нейтронов для того, чтобы измерять параметры первого объекта исследования. Устройство дополнительно содержит средство для получения по меньшей мере одного отношения ближней скорости подсчета нейтронов к дальней скорости подсчета нейтронов и отношения ближнего подсчета скорости нейтронов к дальней скорости подсчета нейтронов для того, чтобы измерить вторую глубину объекта исследования. Устройство дополнительно содержит средство для вычисления пористости области, расположенной рядом с буровой скважиной, с использованием по меньшей мере одного измерения временных соотношений и по меньшей мере одного отношения ближней скорости подсчета нейтронов к матричной скорости подсчета нейтронов и ближней скорости подсчета нейтронов к дальней скорости подсчета нейтронов.
Сущность изобретения иллюстрируется ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых:
фиг. 1 изображает вариант осуществления устройства согласно настоящему изобретению;
фиг. 2 изображает блок-схему способа согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 3 изображает в схематическом виде один способ применения настоящего изобретения, показывающий общий вид снизу скважины, закрепленной обсадной трубой, в которой изображены многочисленные глубины объекта исследований;
фиг. 4 изображает график, на котором показана зависимость для двух различных глубин объекта исследования;
фиг. 5 изображает блок-схему, на которой показана в более подробном виде одна из стадий (блок 230), описанная со ссылкой на фиг.2;
фиг 6 изображает зависимость подсчета нейтронов от времени, которая получается при измерении с помощью матричных датчиков надтепловых нейтронов;
фиг. 7 изображает график импульсного пучка нейтронов в зависимости от периода измерения, который используется в одном варианте осуществления настоящего изобретения;
фиг. 8 изображает блок-схему, которая показывает более подробное представление одной из стадий (блок 240) (фиг. 2).
Хотя изобретение может иметь различные модификации и принимать альтернативные формы, специфические варианты его осуществления показаны посредством примера, изображенного на чертежах, и подробно описаны здесь. Однако следует понимать, что описание специфического варианта осуществления не ограничивает изобретение конкретными формами его раскрытия, напротив, задача состоит в том, чтобы перекрыть все модификации, эквиваленты и альтернативные варианты в пределах объема и масштаба изобретения, как определено в прилагаемой формуле изобретения.
Существует много факторов, которые учитывают при вычислении потенциальных нефтяных и газовых продуктов, получаемых из геологического образования. Одним значительным фактором при вычислении потенциальных продуктов нефти и газа является пористость образования, окружающая нефтяную и газовую скважину, здесь и далее скважину. Пористость геологических образований относится к количеству промежуточного пространства, находящегося в материалах, расположенных вокруг скважины. Существуют различные виды скважин, закрепленных обсадными трубами, для которых недостаточно хорошо изучена пористость образований. Следовательно, зонд для определения пористости на основе ускорителя (ЗПУ), марка Шлюмбергер (Schlumberger), в котором используется генератор нейтронов с электронным ускорителем, используемый в открытых буровых скважинах для определения пористости в геологических образованиях, адаптирован также для измерения пористости образований в скважине, закрепленной обсадной трубой, и цементированных буровых скважинах.
На фиг. 1 изображено приспособление 110 для каротажа скважины на основе нейтронов согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. Приспособление 110 для каротажа скважины на основе нейтронов включает в себя стандартный источник 120 нейтронов, который позволяет генерировать импульсы нейтронов. Импульсы нейтронов, которые вырабатываются с помощью приспособления 110 для каротажа скважины на основе нейтронов, имеют длительность 10 мкс. Приспособление 110 для каротажа скважины на основе нейтронов также включает в себя три датчика надтепловых нейтронов или детектора 130, 140, 150 нейтронов. Один датчик надтепловых нейтронов располагается непосредственно под источником 120 нейтронов и называется ближним датчиком 130 надтепловых нейтронов. Ближний датчик 130 надтепловых нейтронов, согласно одному варианту осуществления, может состоять из многочисленных датчиков надтепловых нейтронов, которые размещаются таким способом, чтобы эффективно действовать как одиночный датчик нейтронов.
Другой набор датчиков надтепловых нейтронов, который устанавливают на той же самой высоте, согласно одному варианту осуществления, располагается под датчиком 130 надтепловых нейтронов и несколько дальше от источника 120 нейтронов и называется матричными (или промежуточными) датчиками 140. В альтернативном варианте осуществления, одиночный датчик надтепловых нейтронов может использоваться в месте расположения матричных датчиков 140. Другой датчик надтепловых нейтронов, дальний датчик 150 надтепловых нейтронов размещается ниже матричных датчиков 140 и расположен дальше всех от источника 120 нейтронов.
Приспособление 110 для каротажа скважины на основе нейтронов также включает в себя электронную схему 160, которая электронным способом граничит с ближним датчиком 130 надтепловых нейтронов, матричными датчиками 140 и дальним датчиком 150 надтепловых нейтронов, и выполняют сбор данных, полученных от датчиков 130, 140 и 150 нейтронов. Приспособление 110 для каротажа скважины на основе нейтронов также включает в себя экранирующий от обратного излучения материал 170, который повышает обнаружительную способность датчиков 130, 140 и 150 нейтронов. Данные, полученные с помощью приспособления 110 для каротажа скважины на основе нейтронов, поступают обратно в электронную схему, расположенную на поверхности (не показана) для сбора данных и дальнейшей обработки данных. В процессе исследования данные, полученные с помощью приспособления 110 для каротажа скважины на основе нейтронов, используются для вычисления пористости геологического образования, окружающего буровую скважину, а также для вычисления некоторых других характеристик скважины, закрепленной обсадной трубой, такими как цементное кольцо. В альтернативном варианте осуществления, в приспособлении 110 для каротажа скважины на основе нейтронов используются два датчика или два набора датчиков надтепловых нейтронов вместо трех наборов датчиков надтепловых нейтронов. Дополнительный набор датчиков нейтронов в представленном варианте осуществления обеспечивает другую глубину объекта исследования, получая в результате более высокую точность полученных данных.
На фиг. 1 также изображено приспособление 110 для каротажа скважины на основе нейтронов, которое размещено в буровой скважине 175. Буровая скважина 175 окружена материалами обсадной трубы, которые в одном варианте осуществления являются сталью 180 для обсадной трубы буровой скважины. Сталь 180 для обсадной трубы буровой скважины окружена цементом 185 для обсадной трубы буровой скважины, который окружен подземным образованием 190.
На фиг. 2 изображена последовательность этапов способа настоящего изобретения. Блок 210 изображает исходную стадию способа согласно настоящему изобретению. Источник 120 нейтронов испускает импульсы нейтронов в блок 210. Нейтроны, испускаемые с помощью источника 120 нейтронов, проходят через материал обсадной трубы и геологические образования, окружающие скважину, закрепленную обсадной трубой. Детекторы нейтронов, используемые согласно настоящему изобретению, ближний датчик 130 надтепловых нейтронов, матричные датчики 140 и дальний датчик 150 надтепловых нейтронов, обнаруживают нейтроны, которые находятся в состоянии надтепловой энергии, как показано в блоке 220. В одном варианте осуществления, датчики нейтронов, согласно настоящему изобретению, выполнены для фильтрации нейтронов, которые находятся в состоянии тепловой энергии, таким образом регистрируя только нейтроны, которые находятся в состоянии надтепловой энергии. Тепловые нейтроны не регистрируются в основном из-за того, что фильтрация тепловых нейтронов повышает точность вычислений пористости геологических образований.
После того как источник 120 нейтронов испускает нейтроны, как показано в блоке 210, два или несколько нейтронных датчиков 130, 140 и 150, в различных местах регистрируют надтепловые нейтроны. В одном варианте осуществления используют три набора датчиков 130, 140 и 150 нейтронов (фиг. 1). На фиг. 3 изображено в упрощенном виде верхнее сечение скважины, закрепленной обсадной трубой, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. Приспособление 110 для каротажа скважины на основе нейтронов размещается в буровой скважине 175. Буровая скважина 175 окружена материалами обсадной трубы, которые включают в себя сталь 180 для обсадной трубы буровой скважины и цемент 185 для обсадной трубы буровой скважины, которые окружают подземное образование 190.
Ближний датчик 130 надтепловых нейтронов позволяет получить скорость подсчета нейтронов, которая называется ближней скоростью (N) подсчета нейтронов. Матричные датчики 140 имеют скорость подсчета нейтронов, которая называется матричной скоростью (А) подсчета нейтронов. Дальний датчик 150 надтепловых нейтронов имеет скорость подсчета нейтронов, которая называется дальней скоростью (F) подсчета нейтронов. Отношения ближней скорости подсчета нейтронов к матричной скорости подсчета нейтронов (N/A) и ближней скорости подсчета нейтронов к дальней скорости подсчета нейтронов (N/F) позволяют получить данные измерения объекта исследования на двух различных глубинах.
Глубина объекта исследования связана с тем, как далеко от приспособления 110 для каротажа скважины на основе нейтронов производится анализ датчиками нейтронов. Малая глубина 340 объекта исследования связана с замедленным во времени анализом, который обсуждается ниже. Средняя глубина 350 объекта исследования относится к отношению ближней скорости подсчета нейтронов к матричной скорости подсчета нейтронов (N/A). Большая глубина 360 объекта исследования относится к отношению ближней скорости подсчета нейтронов к дальней скорости подсчета нейтронов (N/F).
На фиг. 4 изображен график, который показывает связь между двумя различными глубинами объекта исследования. По оси Х 410 определяют глубину по направлению к образованию, вне крепления скважины в скважине, закрепленной обсадной трубой. По оси Y 420 определяют нормированную чувствительность измерений, которая соответствует отношению N/A и времени торможения. Зависимость нормированной чувствительности от времени замедления (SDT) изображена с помощью кривой 430 SDT. Зависимость нормированной чувствительности от отношения N/A изображена кривой 440 N/A. Специалистам будет ясно, что благодаря зависимости между кривой 430 SDT и кривой 440 N/A, анализ времени замедления обеспечивает более низкую глубину объекта исследования, чем глубина объекта исследования, показанная отношением N/A.
Сосредоточение датчиков нейтронов дополнительно контролирует многочисленную глубину объекта исследования. Сосредоточение датчиков нейтронов выполнено с помощью обратного экранирования трех датчиков нейтронов (фиг. 1). Обратное экранирование трех датчиков нейтронов, описанное со ссылкой на фиг. 1, позволяет сосредоточить датчики 130, 140 и 150 в направлении, противоположном направлению обратного экранирования, сближая и сосредотачивая на малой, средней и большой глубине объекта исследования 340, 350 и 360. Данные, полученные от трех различных датчиков 130, 140 и 150 нейтронов, обеспечивают информацию о характеристиках обсадной трубы, цемента и геологических образований, окружающих скважину, закрепленную обсадной трубой. Использование многочисленных вычислений на различной характерной глубине объекта исследования учитывает более точные поправки для изменений условий окружающей среды буровой скважины, таких как размер отверстия, толщина обсадной трубы и толщина цемента. Эти поправки определяют путем комбинирования информации с трех глубин объекта исследования, с помощью базы данных, состоящей из лабораторных изменений и моделирования результатов для нескольких обсадных труб и размеров буровой скважины в различных образованиях.
На фиг. 2 показано, что в блоке 230 ближние, матричные и дальние скорости подсчета (N, A, F), а также замедляющие во времени измерения, преобразовывают в три измерения с тремя различными глубинами объекта исследования, а именно отношение N/A, отношение N/F и замедление времени (SDT). В одном варианте осуществления, эти три измерения дополнительно преобразовывают в данные, которые отражают кажущуюся пористость геологического образования, окружающего буровую скважину. Кажущаяся пористость представляет собой показание пористости близлежащего геологического образования. На фиг. 5 более подробно изображена стадия, описанная в блоке 230 (фиг. 2).
Ближние, матричные и дальние скорости (N, A, F) отсчета используются в отношениях для вычисления кажущейся пористости. Отношение ближней скорости подсчета нейтронов и матричная скорость (N/A) подсчета нейтронов вычисляют в блоке 510. Отношение N/A приводит в результате к ближней и матричной кажущейся пористости, как показано в блоке 520. Отношение ближней скорости подсчета нейтронов и дальней скорости (N/F) подсчета нейтронов вычисляется в блоке 530. Отношение N/F приводит в результате к ближней и дальней кажущейся пористости, как показано в блоке 540. Отношение N/A и отношение N/F получают из-за различных интервалов между источником 120 нейтронов и датчиками 130, 140 и 150 нейтронов.
На фиг. 5 другая часть вычисления пористости образования включает в себя вычисление времени замедления, как показано в блоке 550. После выполнения анализа времени замедления, данные преобразовывают в кажущуюся пористость в блоке 560. Время замедления обеспечивает относительно малую глубину объекта исследования.
Прохождением нейтронов через геологическое образование управляют посредством различных ядер атомов, которые присутствуют в образовании, и их относительным рассеянием нейтронов и поперечным сечением поглощения. Время торможения надтепловых нейтронов определяют из анализа распада заселенности. Водород является важным элементом в процессах торможения, особенно при низких энергиях нейтронов. Упругое и неупругое рассеяние (которое известно специалистам) от других элементов является более важным при высоких энергиях нейтронов и помогает определить размер нейтронного облака и, следовательно, расстояние торможения нейтронов в образовании.
Фиг. 6 изображает распределение во времени надтепловых нейтронов, полученное в течение пятиминутных периодов в лабораторном образовании известняка с нулевой пористостью, средней пористостью и высокой пористостью с помощью каротажного приспособления с установленными на нем детекторами (или датчиками) нейтронов в полностью эксцентричной (8") буровой скважине и в бесконечном резервуаре с водой, представленной в 100 относительных единиц. Полная заселенность надтепловых нейтронов уменьшается с увеличением пористости. Для облегчения сравнения скорости распада в лабораторных условиях, все измерения были пронормированы к скорости подсчета непосредственно после вспышки нейтронов в образовании нулевой пористости. Чувствительность скорости распада для образования пористости является высокой от низкой до средней пористости с меньшей чувствительностью на более высокой пористости. Измерение приводилось с частотой повторения 25 кГц, длительностью импульсов нейтронов 10 мкс и периодом наблюдения 30 мкс (фиг. 7).
На фиг. 2 и 5, в этой точке, скорости подсчета нейтронов и измерение замедлений временных соотношений преобразовывают в отношения и измерения временных соотношений, которые приводят в результате к многочисленным глубинам объекта исследования. Также, кажущуюся пористость вычисляют для каждого из трех вычислений (отношение N/A, отношение N/F и время торможения), описанных в настоящем изобретении, как показано в блоке 230 на фиг. 2 и также на фиг. 5. Кажущаяся пористость показана на линии 235 (фиг. 2). Впоследствии, вычисляют параметры цементного кольца скважины, закрепленной обсадной трубой, и в значения кажущейся пористости, вычисленные из скоростей подсчета нейтронов и измерения временных соотношений, вносят поправки с учетом факторов, таких как цементное кольцо, размер обсадной трубы и толщина обсадной трубы, как описано в блоке 240 на фиг. 2. Фиг. 8 изображает более подробно стадии, описанные в блоке 240 на фиг. 2.
На фиг. 8, значения кажущейся пористости, вычисленные из отношения N/A, отношения N/F и времени торможения, наряду с вводом данных из большой базы данных измерений, охватывающей диапазон параметров окружающей среды, представляющих интерес, используют для вычисления параметров цементного кольца, как показано в блоке 810. Параметры цементного кольца вычисляют с использованием вышеупомянутых наборов данных и с помощью метода взвешенной многочисленной линейной регрессии (ВМЛР) при близких значениях базы данных, как показано в блоке 810. Известный размер обсадной трубы и толщину обсадной трубы используют при вычислении цементного кольца и для вычисления коррекции параметров кольца, как показано в блоке 820. После завершения вычисления параметров цементного кольца, кажущуюся пористость корректируют с учетом параметров кольца, размера и толщины обсадной трубы и информации, полученной из базы данных с использованием метода ВМЛР, как описано в блоке 830 на фиг. 8.
Ниже описываются один вариант осуществления, основанный на применении метода ВМЛР, в котором вычисляют параметры цементного кольца, и другой вариант осуществления, основанный на применении метода ВМЛР, в котором вносят поправки на размер обсадной трубы, отверстия обсадной трубы и другую входную информацию, поступающую из базы данных.
Преобразование из отношений скоростей подсчета нейтронов в кажущуюся пористость (как изображено на фиг. 5 в блоках 520 и 540), а также преобразование времени торможения в кажущуюся пористость (как изображено на фиг. 5 в блоке 560), в одном варианте осуществления, выполняют с использованием соотношения полиномного типа, которое определяется из чувствительности приспособления при стандартном контрольном условии. Этот метод хорошо известен специалистам и обычно используется в методах измерения пористости с помощью нейтронов в открытых скважинах. Кроме того, этот метод распространяется на среду, окружающую скважину, закрепленную обсадной трубой. В одном конкретном варианте осуществления используются контрольные условия для обсадной трубы с наружным диаметром 17,78 см (7"), удельной массой обсадной трубы 43,157 кг/м (29 фунт/фут) и центровкой отверстия скважины, закрепленной обсадной трубой, 8,5" при заполнении ее пресной водой при комнатной температуре и нормальном давлении.
Затем, при рассмотрении различий чувствительности приспособления при отсутствии стандартных контрольных условий окружающей среды, вносят поправки на изменение условий окружающей среды. Традиционный подход для определения поправок, относящихся к условиям окружающей среды, заключается в составлении специфических уравнений, которые являются функциями кажущейся пористости и всех параметров окружающей среды. Эффекты каждого из параметров окружающей среды не должны быть не зависящими друг от друга, и поэтому уравнения будут иметь большую размерность. Многие из эффектов окружающей среды не поддаются простому представлению в виде прямых аналитических уравнений, которые имеют силу во всем диапазоне учитываемых параметров окружающей среды.
В одном варианте осуществления, методы измерения пористости с помощью нейтронов используют вышеупомянутый подход, разработку методов коррекции с использованием базы данных измерений, охватывающих все различные параметры окружающей среды, представляющие интерес. В среде, окружающей скважину, закрепленную обсадной трубой, число параметров увеличивается дополнительно, свыше числа параметров, которые используются для измерений открытых скважин, из-за наличия обсадной трубы и цемента. Учитываются изменения диаметра обсадной трубы, толщины обсадной трубы, толщины цемента и типа цемента. Вместо того, чтобы включать дополнительные эффекты окружающей среды в аналитические уравнения для внесения поправок, в одном варианте осуществления для определения пористости скважины, закрепленной обсадной трубой, используют метод, разработанный и описанный в патенте US 5699246, который включен здесь и упоминается во всей своей полноте. При использовании этого метода, соотношение между значениями кажущейся пористости, параметрами окружающей среды и кажущимся количеством определяют динамическим способом с использованием метода взвешенной множественной линейной регрессии (ВМЛР) на ближайших значениях базы данных. Этот способ одновременно учитывает многие из требуемых поправок на условия окружающей среды и в основном избегает трудностей, характерных для традиционного метода, основанного на фиксированном уравнении.
Структура и терминология, используемая в методе ВМЛР, основаны на утверждении, что значение конкретной неизвестной "зависимой" переменной (например, пористость образования) является функцией от числа независимых величин, таких как кажущаяся пористость и параметры обсадной трубы. Зависимая величина представляет обычно некоторое неизвестное образование или характеристику буровой скважины, а независимые величины - различные измерения чувствительности приспособления и условия окружающей среды. Для приспособления скважины, закрепленной обсадной трубой, для определения пористости с помощью нейтронов, описанного в настоящем изобретении, зависимые переменные используются для коррекции пористости или цементных колец. Независимые переменные являются значениями кажущейся пористости (на фиг. 2 линия 235) из отношения N/A, отношения N/F и времени торможения, а параметры окружающей среды представляют собой размер обсадной трубы и значения толщины обсадной трубы, как показано на фиг. 8 в блоке 820.
Общая зависимость между независимыми и зависимыми переменными может быть сложной и трудной для определения, в частности, когда число независимых переменных является большим. Чувствительность приспособления можно характеризовать с помощью проведения большого числа лабораторных измерений и с помощью моделирования чувствительности приспособления при различных условиях. Эта база данных непосредственно содержит информацию, которая относится к чувствительности приспособления в условиях окружающей среды и необходимых зависимых переменных. В типичной ситуации регистрации, на каждой глубине (или отметке наблюдения) используют набор значений независимых переменных и требуется значение соответствующей зависимой переменной. В метод ВМЛР входит операция получения предположения, что зависимая величина будет тесно связана с точками базы данных в непосредственной близости наблюдения. Например, значения пористости точки наблюдения связаны с измеренными значениями пористости базы данных, ближайших к наблюдению.
Зависимую переменную можно затем выразить в виде некоторой комбинации ее самых ближайших значений. Эту процедуру формализуют с помощью способа ВМЛР следующим образом: для определенного наблюдения заданного набора независимых переменных: (1) определяют наиболее близкорасположенные объекты в базе данных, (2) разрабатывают простую модель для характеристики между зависимыми и независимыми переменными в этих окрестностях базы данных и (3) определяют значение зависимой переменной для конкретного наблюдения с использованием вышеупомянутой модели.
В одном варианте осуществления применения приспособления для нейтронной регистрации параметров скважины, закрепленной обсадной трубой, определение цементного кольца и коррекция для кольца, размер обсадной трубы и толщины обсадной трубы можно выполнить с использованием одного способа ВМЛР для того, чтобы скорректировать кажущуюся пористость 245 образования. В альтернативном варианте осуществления (фиг. 8) выполнены два отдельных способа ВМЛР. Первый способ ВМЛР выполнен для вычисления параметров цементного кольца, как описано на фиг. 8 в блоке 810. Впоследствии, значение, полученное из первого способа ВМЛР, используется во втором способе ВМЛР, как показано в блоке 830. Это обеспечивает измерение объема материала, содержащегося в кольце, между обсадной трубой и образованием, которое можно использовать как показание качества измерения пористости образований. Большое цементное кольцо обычно отражает меньшую степень достоверности с точностью коррекции, поскольку большинство нейтронов не будет достигать образования, представляющего интерес, в то время как меньшее цементное кольцо покажет более точную коррекцию для кольца и таким образом более точное измерение пористости образований.
После вычисления параметров цементного кольца и коррекции кажущейся пористости для кольца, размера обсадной трубы, толщины обсадной трубы и информации базы данных, как описано в блоке 240, получают кажущуюся пористость образования. Кажущаяся пористость образований показана линией 245 на фиг. 2.
Кажущуюся пористость образования затем корректируют с учетом других факторов окружающей среды, таких как температура в буровой скважине, давление и содержание соли, как описано в блоке 250 (фиг. 2). Так как кажущееся образование корректируют с учетом факторов окружающей среды, то результатом является по существу точное показание пористости геологического образования, окружающего скважину, закрепленную обсадной трубой (линия 260). Важным является определение уровня пористости в геологическом образовании, которое окружает буровую скважину. Уровень пористости является важным фактором, который показывает потенциальный уровень нефти и газа в скважине. Высокий уровень пористости обычно показывает, что нефть и газ будут выше.
Специалистам в данной области техники должно быть ясно, что различные изменения возможны без отклонения концепции изобретения, описанной здесь. Соответственно, именно формула изобретения, изложенная ниже, а не просто предшествующее описание, предназначена для определения исключительных прав на изобретение.
Изобретение относится к измерению пористости образования. Техническим результатом является повышение точности измерения пористости образований. Для этого вырабатывают импульсы нейтронов, которые высвобождают энергию нейтронов в первую область и геологическое образование, окружающее первую область. Регистрируют нейтроны и получают множество скоростей подсчета детекторов нейтронов с использованием по меньшей мере двух источников нейтронов в местах расположения детекторов нейтронов. Получают результаты измерения временных соотношений в одном из мест расположении для измерения первой глубины объекта исследования. Получают первое отношение скоростей подсчета детекторов нейтронов для измерения второй глубины объекта исследования. Вычисляют кажущуюся пористость с использованием по меньшей мере одного из измерений временных соотношений и отношения скоростей подсчета нейтронов. Определяют влияние первой области на вычисленную кажущуюся пористость в ответ по меньшей мере на одно из отношений скоростей подсчета детекторов нейтронов и измерение временных соотношений. Вычисляют пористость образования с помощью выполнения коррекции кажущейся пористости в течение определенного действия первой области. Другой вариант выполнения способа предусматривает высвобождение энергии нейтронов в область, расположенную рядом со скважиной, определение влияния обсадной трубы скважины на вычисленную кажущуюся пористость, вычисление параметров цементного кольца на основе по меньшей мере одного из отношений скоростей подсчета нейтронов и измерения временных соотношений. Настоящее изобретение также предусматривает устройство, содержащее корпус, источник нейтронов, расположенный в корпусе и адаптированный для высвобождения нейтронов в область, расположенную рядом со скважиной, средство для выработки импульсов нейтронов при помощи источника нейтронов, первый датчик надтепловых нейтронов, расположенный в корпусе и размещенный отдельно от источника нейтронов, средство для сбора дальней скорости подсчета нейтронов при помощи первого датчика надтепловых нейтронов, второй датчик надтепловых нейтронов, расположенный в корпусе, размещенном между источником нейтронов и первым датчиком надтепловых нейтронов, средство для сбора ближней скорости подсчета нейтронов при помощи второго датчика надтепловых нейтронов, третий датчик надтепловых нейтронов, расположенный в корпусе между первым и вторым датчиками надтепловых нейтронов, средство для сбора матричной скорости подсчета нейтронов при помощи третьего датчика надтепловых нейтронов, средство для приема электрических сигналов от первого, второго и третьего датчиков надтепловых нейтронов, показывающих число нейтронов, обнаруженных датчиками, средство для сбора данных измерения временных соотношений по меньшей мере от одного ближнего датчика нейтронов, матричного датчика нейтронов и дальнего датчика нейтронов, средство для сбора по меньшей мере одного отношения ближней скорости подсчета нейтронов к матричной скорости подсчета нейтронов и отношения ближней скорости подсчета нейтронов к дальней скорости подсчета нейтронов, средство для вычисления пористости области, расположенной рядом со скважиной. Другой вариант выполнения устройства предусматривает средство для регистрации нейтронов и получения множества скоростей подсчета детектора нейтронов, использующее по меньшей мере два источника нейтронов. 4 с. и 22 з.п. ф-лы, 8 ил.
| US 3818225 A, 18.06.1974 | |||
| СПОСОБ НЕЙТРОН-НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПО НАДТЕПЛОВЫМ НЕЙТРОНАМ | 1992 |
|
RU2073894C1 |
| RU 2075100 C1, 10.03.1997 | |||
| US 5699246 A, 16.12.1997 | |||
| Компаратор напряжений | 1973 |
|
SU459844A1 |
| Массивный сепаратор подшипника качения | 1977 |
|
SU608996A1 |
