Настоящее изобретение относится к устройствам и методам для измерения свойств геологического пласта, в котором выполняется буровая скважина, и, в частности, к устройствам и методам для определения режима бурения, позволяющего оптимизировать оценочные измерения характеристик пласта.
Известны системы измерений в процессе бурения (ИПБ) и каротажа в процессе бурения (КПБ), применяемые для измерений при прохождении скважины, которые используются для определения различных важных параметров и характеристик, например, удельного сопротивления пласта и естественного гамма-излучения слоя. Сигналы, несущие данные этих измерений, выполняемых в скважине, передаются на поверхность по буровому раствору при помощи импульсного телеметрического устройства, регулирующего подачу бурового раствора, в виде импульсов давления внутри бурильной колонны. Импульсы передаются по столбу раствора вверх на поверхность, где они принимаются и декодируются, так что результаты измерений, выполненных в скважине, оказываются на поверхности в виде, пригодном для наблюдения и интерпретации практически в реальном масштабе времени. Оказался целесообразным также и другой метод измерения со спускаемым в скважину компьютером с достаточным объемом памяти для временного хранения результатов измерений, пока бурильная колонна не будет извлечена из скважины.
Патенты США №№5130950 (Орбан и др.), 5241273 (Мартин Люлинг), 5017778 (Питер Д.Райт), 5148407 (Халдорсен и др.), 5585556 (Петерсен и др.) и 5705927 (Сезджинер и др.) описывают устройства ИПБ, в которых применяются ядерный магнитный резонанс (ЯМР), акустические, сейсмические, радиоактивные или электромагнитные методы измерений. Недостатком известных устройств является ограниченность их применения для ИПБ и (или) КПБ. На акустические, электрические, радиоактивные, электромагнитные и сейсмические методы непосредственное влияние оказывает шум при бурении. Например, хотя акустическая энергия, генерируемая на поверхности, обычно очень велика, энергия бурового долота, которую нужно измерить, может быть очень мала из-за геометрического рассеяния и ослабления акустических волн подповерхностными пластами. Во многих случаях шум бурения на несколько порядков величины превышает энергию акустических волн, распространяющихся от поверхности к подповерхностному детектору ИПБ. Далее, ЯМР-детекторы ИПБ и КПБ непосредственно реагируют на вертикальные и поперечные перемещения бурового инструмента. Например, поскольку для измерения T1 и Т2 требуется определенное время, свойства пласта в течение цикла измерения могут измениться. Указанные факторы отрицательным образом сказываются на результатах ИПБ и (или) КПБ.
В условиях шума, сопровождающего буровые работы, результаты измерений, получаемых с использованием ЯМР, акустических, электромагнитных, радиоактивных и сейсмических методов, непосредственно зависят от вертикальных и поперечных перемещений бурового инструмента, а также от шума в процессе бурения. Ни в одном из устройств ИПБ и (или) КПБ не предусмотрено определение режима бурения с соответствующей модификацией последовательности сбора данных, направленной на оптимизацию измерений, проводимых для оценки параметров пласта.
Известен метод использования пауз в процессе бурения для выполнения оценочных измерений характеристик геологического пласта, проходимого скважиной, включающий бурение скважины в пласте при помощи бурильной колонны, оснащенной буровым долотом, обнаружение паузы в процессе бурения скважины (во время выполнения подъемных операций), когда часть бурильной колонны в течение некоторого времени остается неподвижной относительно пласта (когда нет нагрузки на долото), и использование измерительного устройства в течение этого времени для определения характеристик пласта (см. патент США №5589825 А, опубликованный 31.12.1996, кл. Е 21 В 47/01).
Известно устройство для выполнения оценочных измерений характеристик геологического пласта, проходимого скважиной, включающее бурильную колонну, буровой инструмент, закрепленный на бурильной колонне для бурения скважины в пласте, средство для приведения бурового инструмента во вращение, средство для приведения во вращение бурильной колонны, а также средство для определения паузы (датчики направления движения буровой колонны), в течение которой часть бурильной колонны остается неподвижной по отношению к пласту, и устройство, определяющее характеристики пласта в течение паузы (см. патент США №5589825 А, опубликованный 31.12.1996, кл. Е 21 В 47/01).
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение оптимизации оценочных измерений характеристик геологического пласта, проходимого скважиной. Этот технический результат достигается тем, что, согласно изобретению, метод использования пауз в процессе бурения для выполнения оценочных измерений характеристик геологического пласта, проходимого скважиной, включает этапы бурения скважины в пласте при помощи бурильной колонны, оснащенной буровым долотом, обнаружения паузы в процессе бурения скважины, когда часть бурильной колонны в течение некоторого времени остается неподвижной относительно пласта, определения условия, имеющего место в скважине в данный момент, выбора по наличию или отсутствию указанного условия, по меньшей мере, одной дополнительной операции из группы, состоящей из установления текущего режима процесса бурения и определения типа паузы, исходя из последнего условия, имеющего место в скважине в данный момент, и данных о ранее определенных режимах бурения, и использования измерительного устройства для определения характеристик пласта в течение паузы.
Определяемыми в скважине условиями могут являться поток бурового раствора, ускорение бурильной колонны, изгиб бурильной колонны, осевая нагрузка на буровое долото или вращение бурильной колонны.
Режимами бурения могут являться бурение, скольжение, спускоподъемная операция, циркуляция, ловильные операции, короткий спуск или подъем или присоединение труб.
Характеристики пласта могут определяться при помощи, по меньшей мере, одного из следующих каротажных приборов: прибора ядерного магнитного резонанса, сейсмического прибора, акустического прибора, прибора каротажа сопротивления или прибора радиоактивного каротажа.
Метод может дополнительно включать этап оптимизации измерений, полученных с помощью прибора, использующего метод ядерного магнитного резонанса. Метод может дополнительно включать этап настройки прибора в течение паузы.
В качестве характеристик пласта можно использовать время поперечной релаксации или время продольной релаксации.
Метод может дополнительно включать этап установления присутствия углеводородов в пласте.
Метод может дополнительно включать этап установления присутствия в пласте нефти или газа.
Метод может дополнительно включать перед этапом обнаружения паузы в процессе бурения этап инициирования события, прерывающего процесс бурения.
Метод может дополнительно включать этап определения гамма-плотности, нейтронной пористости или импульсной нейтронной пористости.
Указанный технический результат достигается и тем, что устройство для выполнения оценочных измерений характеристик геологического пласта, проходимого скважиной, содержит бурильную колонну, буровой инструмент, закрепленный на бурильной колонне для бурения скважины в пласте, средство для приведения бурового инструмента во вращение, средство для приведения во вращение бурильной колонны, средство для определения паузы, в течение которой часть бурильной колонны остается неподвижной по отношению к пласту, средство для определения условия, имеющего место в скважине в данный момент, средство для выбора, по меньшей мере, одной дополнительной операции из группы, состоящей из установления текущего режима процесса бурения и определения типа паузы, исходя из последнего условия, имеющего место в скважине в данный момент, и данных о ранее определенных режимах бурения, и измерительное устройство для определения характеристик пласта в течение паузы.
Средство для определения характеристик пласта в течение паузы может включать, по меньшей мере, один из следующих приборов: прибор ЯМР, сейсмический прибор, акустический прибор, прибор каротажа сопротивления или прибор радиоактивного каротажа.
Устройство может дополнительно содержать средство для оптимизации измерений методом ядерного магнитного резонанса, проводимых с помощью прибора. Средство для оптимизации может включать также средство для настройки прибора во время паузы.
Средство для настройки прибора может включать также средство для оптимизации длительности импульса с целью получения максимального сигнала, средство для определения добротности антенны и средство для инвертирования известной зависимости магнитного поля высокой частоты от радиальной координаты с целью получения эффективного радиуса и объема исследуемой области.
Устройство может дополнительно включать средство для установления присутствия углеводородов в пласте.
Устройство может дополнительно включать средство для определения гамма-плотности, нейтронной пористости или импульсной нейтронной пористости.
Указанный технический результат достигается и тем, что метод изменения последовательности сбора данных включает этапы бурения скважины в пласте при помощи бурильной колонны, оснащенной буровым долотом, определения условия, имеющего место в скважине во время бурения, установления текущего режима бурения, выбора последовательности сбора данных на основании текущего режима бурения и изменения текущей последовательности сбора данных в соответствии с выбранной последовательностью.
Метод может дополнительно включать этап использования нескольких условий, имеющих место в скважине, и результатов предшествующих определений условий в скважине для установления текущего режима бурения.
Метод может дополнительно включать этап использования нескольких условий, имеющих место в скважине, и результатов предшествующих определений режима бурения для установления текущего режима бурения.
Определяемыми в скважине условиями могут являться поток бурового раствора, ускорение бурильной колонны, изгиб бурильной колонны, осевая нагрузка на долото или вращение бурильной колонны.
Режимами бурения могут являться бурение, скольжение, спускоподъемная операция, циркуляция, ловильные операции, короткий спуск или подъем или присоединение труб.
Далее приведено подробное описание изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 изображает предпочтительный вариант реализации устройства ИПБ, использующего паузы в бурении для оценочных измерений параметров геологического пласта;
фиг.2 изображает блок-схему метода для определения режима бурения.
На фиг.1 показана бурильная колонна 10, состоящая из отрезков бурильной трубы 12 и удлинителей 14 и находящаяся в скважине 16. Буровое долото 18 на нижнем конце бурильной колонны 10 приводится во вращение выходным валом двигателя 20, который, в свою очередь, приводится рабочей жидкостью или буровым раствором, подаваемыми вниз по каналу бурильной трубы 10. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 10 через сопла бурового долота 18 и далее поступает вверх в области между наружной стенкой бурильной колонны 10 и внутренней стенкой скважины 16. Двигатель 20 состоит из силовой части 22 (ротор-статор или турбина) и отклоняющей части 24, создающей небольшой изгиб, обычно величиной 0,5-2°. Известно, что если буровое долото 18 приводится только гидравлическим двигателем 20 (при невращающейся бурильной колонне), то буровая коронка 18 будет отклоняться в направлении, определяемом направлением ориентации поверхности инструмента, в котором ориентирована бурильная колонна 10 (в дальнейшем это явление называется скольжением). Если требуется, чтобы скважина была в достаточной степени прямой, то и бурильная колонна 10, и гидравлический двигатель 20 должны вращаться с соответствующими скоростями.
К бурильной колонне 10 присоединено устройство 32 для оценки пласта в процессе бурения (КПБ), измерения характеристик бурильной колонны в процессе бурения (ИПБ) или того и другого (КПБ-ИПБ). Настоящее изобретение предусматривает, что к бурильной колонне 10 может быть присоединено несколько устройств 32. Устройство КПБ или устройство, объединяющее в себе возможности КПБ и ИПБ, измеряет ядерный магнитный резонанс, сейсмические, акустические, электромагнитные или радиоактивные свойства подповерхностного пласта. Типичные устройства, обладающие такими возможностями, описаны, например, в патентах США №№5055787, 5017778, 5448227, 5280243 и 5148407. Специалистам известна вышеупомянутая технология оценки свойств пласта в процессе бурения.
Типичное устройство ИПБ 32 может измерять такие условия в скважине, как осевую нагрузку на бурильную коронку, момент, действующий на коронку, наклон и азимутальное направление скважины, удельное сопротивление раствора, давление и температуру в скважине, а также ряд других характеристик подповерхностного пласта, проходимого буровой коронкой. Информация, вырабатываемая устройством ИПБ 32, поступает на поверхность практически в реальном масштабе времени. Закачиваемый вниз по бурильной колонне 10 буровой раствор проходит через устройство, модулирующее поток бурового раствора и создающее в нем последовательность импульсов давления, воспринимаемых преобразователем, находящимся на поверхности. Работа клапана модулируется регулятором в зависимости от электрических сигналов, вырабатываемых головкой, которая, в свою очередь, получает результаты измерений от датчиков устройства 32. Таким образом, импульсы давления, принимаемые на поверхности в течение определенного интервала времени, непосредственно связаны с конкретными измерениями, выполненными в скважине. Описанная выше технология импульсной телеметрии посредством бурового раствора известна специалистам. В настоящем изобретении могут быть использованы и другие варианты телеметрии посредством бурового раствора, построенной, например, на положительных импульсах, отрицательных импульсах или сочетании тех и других.
В бурильной колонне 10 установлен блок датчиков 26, в котором находятся такие устройства, как датчики, печатные платы, батареи питания, и другие подобные компоненты. В блоке 26 установлены магнитометры и (или) акселерометры, измеряющие вращательные, поперечные и осевые перемещения бурильной колонны 10. Блок датчиков 26 может быть соединен с устройством 32 или выполнен заодно с ним. Верхний стабилизатор 28 приблизительно центрирует инструментальную колонну в скважине в месте установки стабилизатора. Нижний стабилизатор 30 установлен так, чтобы обеспечивать стабилизацию вращения выходного вала двигателя и бурового долота 18.
Обычная процедура бурения включает много естественных пауз, во время которых устройство 32 остается неподвижным: во время присоединения, когда к бурильной колонне 10 добавляется новая труба 12; во время циркуляции, когда буровой раствор циркулирует, а бурильная труба 12 может вращаться, а может и не вращаться; во время ловильных работ и нанесения ударов ясом, когда бурильная колонна 10 прихвачена и должна быть освобождена для возобновления бурения. Согласно настоящему изобретению, эти естественные паузы, которые происходят без прерывания обычного процесса бурения, используются для выполнения с помощью устройства 32 или группы устройств 32 таких оценочных измерений пласта, которые требуют длительного времени или дают лучшие результаты при проведении в спокойных условиях. К ним относятся измерения методом ЯМР, а также сейсмические, акустические, радиоактивные или электромагнитные измерения. Кроме того, можно не ожидать наступления естественной паузы в процессе бурения, а вызвать искусственную паузу, во время которой часть бурильной колонны будет оставаться неподвижной.
Оценочные измерения, проводимые во время паузы, дают лучшие результаты, так как при этом исключаются шум и вибрация, сопровождающие процесс бурения, а устройство 32 остается неподвижным относительно пласта, так что в процессе измерений свойства пласта не изменяются. Постоянство интервалов между соединениями бурильной трубы позволяет производить контроль качества измерений и калибровку с регулярным шагом по глубине. Чтобы использовать паузы с целью оптимизации оценочных измерений пласта, необходимо определять условия, существующие в скважине, и текущий режим бурения (в частности, бурение, скольжение, спускоподъемная операция, циркуляция, присоединение, короткий спуск или подъем или ловильные операции) и изменять последовательность сбора данных для проведения измерений в стационарных условиях во время паузы. В бурильной колонне 10 установлены такие устройства, как датчики, печатные платы, батареи питания, а также магнитометры и (или) акселерометры, которые служат для определения режима бурения. Эти компоненты могут находиться в устройстве 32 или в отдельном блоке 26. Они могут располагаться также в любом месте бурильной колонны 10.
В блоке датчиков 26 или устройстве 32 находится печатная плата с цифровыми, логическими элементами, автоматически определяющая режим процесса бурения по результатам измерения одного или нескольких параметров состояния в скважине. Результаты даны в табл.1
В таблице 1 "Да" означает, что состояние, указанное в заголовке, свидетельствует о наличии соответствующего режима бурения, а "Нет" означает, что состояние, указанное в заголовке, свидетельствует об отсутствии данного режима. "Не отн." означает, что состояние, указанное в заголовке, не позволяет однозначно судить о наличии или отсутствии соответствующего режима бурения. Для того чтобы можно было четко различить режимы, отмеченные индексом вверху, требуются дальнейшие измерения и (или) данные предшествующих измерений расхода, ускорения, осевой нагрузки на долото, вращения и изгиба.
На фиг.2 представлена типичная блок-схема процесса определения режима бурения. Устройство 32 определяет условия в скважине, такие как поток бурового раствора, ускорение (осевое и поперечное), движение (вращательное и поперечное), осевую нагрузку на долото и изгиб. Специалисту ясно, что в методе, являющемся предметом данного изобретения, режим бурения определяется по результатам одного или нескольких измерений условий в скважине. Данная блок-схема будет видоизменяться в зависимости от числа и типа измеряемых характеристик, которые участвуют в определении режима бурения.
Например, блок-схема на фиг.2 соответствует методу определения режима бурения на основании измерения следующих условий в скважине: потока бурового раствора, вращения и ускорения. На этапе 110 детектор определяет наличие потока бурового раствора. Печатная плата, подключенная к внутренней шине питания и связи, может быть использована для установления факта снижения потребляемой мощности или наличия потока данных в шине, свидетельствующего о паузе, связанной с режимом работы, при котором часть бурильной колонны остается неподвижной. Это может быть наращивание бурильной колонны, короткие перемещения вверх или вниз, спускоподъемная или ловильная операция. Датчики давления, реагирующие на поток бурового раствора или на вращение вала гидродвигателя, могут служить для определения режима непрерывной работы, т.е. бурения, скольжения или циркуляции бурового раствора.
Если зафиксирован поток бурового раствора, то измерительное устройство определяет вращательное движение бурильной колонны 10 (этап 120). Магнитометры или акселерометры блока датчиков 26 или устройства ИПБ 32 определяют направление поверхности инструмента. В присутствии потока бурового раствора наличие вращательного движения указывает на непрерывный режим работы, т.е. бурение или циркуляцию бурового раствора. С другой стороны, отсутствие вращения при наличии потока бурового раствора свидетельствует о режиме скольжения или циркуляции бурового раствора. Обнаружение вращательного движения бурильной колонны не позволяет однозначно определить некоторые режимы работы, такие как, например, циркуляцию бурового раствора при неподвижной бурильной колонне.
Если обнаружено вращательное движение, акселерометр измеряет ускорение поперечного перемещения бурильной колонны 10 (этап 130). При наличии поперечного ускорения устанавливается, что режим работы представляет собой бурение (этап 140). Отсутствие поперечного ускорения означает, что текущий режим работы - это циркуляция бурового раствора (этап 150).
Если на этапе 120 вращательное движение не обнаружено, акселерометр измеряет ускорение поперечного перемещения бурильной колонны 10 (этап 160). При наличии поперечного ускорения устанавливается, что режим работы представляет собой скольжение (этап 170). В отсутствие поперечного ускорения принимается, что текущий режим работы - это циркуляция бурового раствора (этап 180).
Если на этапе 110 поток бурового раствора не обнаруживается, то детектор, например, акселерометр измеряет осевое ускорение бурильной колонны 10 (этап 190). Даже при прекращении потока бурового раствора при определенных условиях бурильная колонна совершает осевое перемещение (вверх и вниз), например, при вытягивании ведущей бурильной трубы на верхнем конце бурильной колонны. В отсутствие потока бурового раствора наличие осевого ускорения на этапе 200 указывает на непрерывный рабочий режим, например, спускоподъемные операции или короткие спуски и подъемы. Отсутствие осевого ускорения на этапе 210 в сочетании с отсутствием потока бурового раствора означает, с другой стороны, выполнение соединения труб или проведение ловильных операций. Для дальнейшего различения режимов работы, установленных на этапах 200 и 210, требуются дополнительные измерения и (или) знание результатов предшествовавших измерений потока, ускорений и вращения.
В настоящем изобретении используются установленные на удлинителе измерительные устройства, представляющие собой тензометры и служащие для измерения осевой нагрузки на долото, изгиба или кручения. Эти датчики могут сигнализировать либо о наличии непрерывного режима, т.е. бурения или скольжения, либо о паузе в работе, связанной с соединением бурильных труб, циркуляцией бурового раствора, короткими перемещениями (вверх и вниз) или спускоподъемными операциями (этапы 210 или 240). Обнаружение осевой нагрузки на долото, изгиба или кручения не позволяет однозначно определить некоторые режимы работы, например, ловильные операции, при которых бурильная труба остается неподвижной.
После автоматического определения рабочего режима, например, паузы в бурении устройство 32 осуществляет измерения методом ЯМР, сейсмические, акустические, радиоактивные или электромагнитные измерения с использованием режима сбора данных, соответствующего установленному рабочему режиму. За время паузы может быть выполнен целый ряд измерений, дающих полезную информацию. Если устройство 32 выполняет измерения методом ЯМР, то пауза может быть использована для оптимизации таких измерений. Предпочтительно использовать паузу для настройки устройства 32. Поле Во может изменяться непредсказуемым образом из-за накопления на устройстве 32 обломков магнитной породы или же несколько более предсказуемо - из-за изменений температуры. Настройка устройства 32 облегчается, если устройство неподвижно, и выполняется по-разному в зависимости от того, используется ли метод седловой точки или градиента.
При использовании метода седловой точки сигнал ЯМР достигает максимума при ω0=γВ0 в седловой точке. Путем сканирования частот для отыскания ларморовой частоты обеспечиваются те же геометрия и объем области чувствительности. При градиентном методе поиск ларморовой частоты не представляется возможным и не требуется. Измерение всегда производится на резонансной частоте, и длительный поиск ларморовой частоты исключается. Недостаток градиентного метода состоит в том, что, если объем области чувствительности меняется с изменением В0, то может потребоваться внесение поправок. Один из путей преодоления этой трудности состоит в следующей реализации градиентного метода.
1. Оптимизировать длительность импульса на данной частоте ω0, чередуя импульсы длительностью 90° и 180° (соответственно t90 и t180) для получения сигнала максимальной интенсивности. Например, для импульса длительностью 180°
где функция f(t) и коэффициент F известны. Это дает значение B1 в области чувствительности.
2. Определить добротность Q антенны, либо используя малый генераторный контур, наводящий сигнал в антенне, и определяя общий коэффициент усиления пути приема с поправкой на известное усиление электронной схемы приемника, либо измеряя интенсивность сигнала антенны малым приемным контуром.
3. Поскольку B1 ∝ QIφ(r), где φ(r) описывает зависимость B1 от радиальной координаты, можно найти φ(r) и обратить эту зависимость, чтобы получить эффективный радиус, а отсюда - объем области чувствительности.
Рассмотрим другой пример. Пауза может быть использована для измерения устройством 32 величины Т2 методом ЯМР. Шум бурового оборудования, создаваемый, в частности, поперечными перемещениями бурильной трубы, затрудняет измерения методом ЯМР. Эти измерения по самой своей природе проходят медленно и могут состоять из довольно длинной последовательности прямых импульсов и эхо-импульсов. Согласно настоящему изобретению, интервал паузы в процессе бурения дает прекрасную возможность для измерения характеристик пласта.
В частности, во время паузы можно выполнить углеводородное типирование. В этом случае измеряется отклик, обусловленный свойствами объема углеводородов.
Значения T1 и Т2 часто получаются при этом порядка нескольких секунд, а длительность измерения очень велика и достигает нескольких десятков секунд и более. Нижеследующие примеры измерения T1 и Т2 заимствованы из статьи авторов R. Akkurt, H.J. Vinegar, P.N. Tutunjian и A.J. Guillory под названием NMR Logging of Natural Gas Reservoirs (ЯМР-каротаж залежей природного газа), THE LOG ANALYST (November-December 1996).
В таблице 2 значения Т2 измерялись с помощью высокоградиентного (17 Гс/см) спускаемого на кабеле прибора с межэховым интервалом TE, равным приблизительно 1,2 мс. В цитируемой статье не приводится полное время измерения или число эхо-импульсов. В таблице 3 полное число эхо-импульсов принято равным 1200, что соответствует 1,44 с и представляет объем данных за время, приблизительно равное 3·Т2 (для нефти).
Приведенные в таблице 4 значения Т2 измерялись низкоградиентным (1,7 Гс/см) каротажным прибором с межэховым интервалом ТЕ, равным приблизительно 6 мс. Межэховый интервал увеличен для того, чтобы увеличить различие между нефтью и газом. При градиенте 1,7 Гс/см полученное различие между нефтью и газом составляет около 1 десятичного разряда. Из-за уменьшения рассеяния значения Т2 для низкоградиентного инструмента получаются другими. В таблице 5 полное число эхо-импульсов, равное 750, соответствует 4,5 с и представляет объем данных за время, приблизительно равное 3·Т2 (для нефти).
Поскольку отношение сигнал/шум меняется как квадратный корень из полного числа усредняемых измерений, может оказаться целесообразным повторить эти измерения несколько раз и объединить результаты. Как для высоко-, так и для низкоградиентного прибора ЯМР шум при бурении слишком высок, чтобы проводить измерения с большим значением Т2. Событие, служащее началом паузы, например, соединение труб, ловильная операция или циркуляция бурового раствора дает возможность провести измерение с увеличенным Т2, поскольку во время паузы отсутствуют шум и вибрация, связанные с бурением.
Еще один пример. Пауза может быть использована для измерения T1 с помощью устройства 32 для измерения методом ЯМР. Обычно T1 определяется поверхностными механизмами релаксации и не зависит от рассеяния. Поэтому сведения о распределении T1 для пласта представляют интерес и могут легче поддаваться интерпретации, чем соответствующий спектр Т2. Два измерения Т2 с различными периодами ожидания, рассмотренные применительно к таблице 2 и таблице 4, можно преобразовать для получения данных о T1 для соответствующего пласта. Эти два измерения можно провести либо последовательно в одном эксперименте ЯМР, например, в виде каротажа с несколькими периодами ожидания, либо одновременно в двух различных объемах пласта. В любом случае длительность измерений и требуемое высокое отношение сигнал/шум делают необходимым проведение измерений в стационарных условиях.
Еще один метод измерения постоянных времени - это восстановление инверсии, требующее длительной серии экспериментов. В каждом эксперименте равновесная намагниченность инвертируется 180-градусным импульсом. Через меняющееся время восстановления намагниченность считывается 90-градусным импульсом, который поворачивает частично восстановленную намагниченность в поперечную плоскость и дает измеримый сигнал. Поскольку между этими двумя экспериментами намагниченность должна релаксировать и приходится вводить время ожидания, более длительное по сравнению с T1, такие измерения оказываются очень длительными и обычно проводятся только в лабораторных условиях. Например, серия из 30 экспериментов с временем ожидания 5 с между последовательными экспериментами требует по меньшей мере 150 с. Событие, являющееся началом паузы, например, соединение бурильных труб, ловильная операция или циркуляция бурового раствора, предоставляет возможность провести измерения с увеличенным T1, поскольку во время паузы инструмент остается неподвижным.
Если устройство 32 выполняет акустические измерения, то пауза может быть использована для измерения вертикального сейсмического профиля в процессе бурения (ИВСППБ). Процесс бурения, в котором долото создает скважину, разрушая породу, генерирует акустический шум широкого спектра. Уровни шума на сейсмических частотах достаточно высоки, чтобы их можно было уловить геофонами или гидрофонами, находящимися в сотнях и тысячах метров от источника шума на поверхности. На высоких частотах уровень шума быстро падает, но в звуковом диапазоне еще остается достаточно высоким. Шум бурения непосредственно влияет на акустические измерения, проводимые в процессе бурения. Это в особенности относится к измерениям, требующим регистрации слабых сигналов или эха. В методе ИВСППБ используется мощный акустический источник, например, пневмопушка, которая стреляет на поверхности, и время распространения сейсмических волн от поверхности земли до долота измеряется при помощи спускаемого акустического приемника, например, гидрофона или геофона. Хотя акустическая энергия, генерируемая на поверхности, обычно очень велика, энергия, регистрируемая на долоте, может оказаться очень малой из-за геометрического рассеяния и затухания акустических волн в толще пласта. Во многих случаях можно ожидать, что шум бурения будет на несколько порядков выше сигнала, посланного с поверхности. В этих случаях применение метода ИВСППБ возможно только во время остановки процесса бурения.
Еще один вид акустических измерений, который может требовать регистрации энергии очень низкого уровня, это зондирование с помощью спускаемого гидролокатора. В этом случае акустический источник, находящийся в скважине в нижней части бурильной колонны, посылает в пласт звуковые волны. Эти волны отражаются от границ пласта, и эхо-сигналы регистрируются акустическим приемником, тоже установленным в нижней части бурильной колонны. Сила эха зависит от расстояния от отражателя до скважины, отражательной способности отражателя, мощности источника и рассеяния, обусловленного материалом пласта. Поскольку мощность спускаемых источников ограничена, интенсивность отраженных сигналов во многих случаях будет ниже уровня шума, создаваемого бурением, и акустические эхо-сигналы могут быть обнаружены только при остановленном бурении.
Если устройство 32 выполняет электромагнитные измерения, то пауза может быть использована для измерений с глубоким считыванием. Диапазон возможных применений от обычного измерения удельного сопротивления на частоте 2 МГц до низкочастотного измерения удельного сопротивления и проникающей радиолокации. Эти методы требуют высокой мощности и дают сравнительно слабые сигналы. Предлагаемое изобретение дает три существенных преимущества. Во-первых, во время бурения часть энергии от спускаемой турбины и (или) аккумулятора используется для зарядки электрического накопительного устройства, например, батареи конденсаторов. Во время паузы накопленная энергия служит для питания электромагнитного устройства глубокого считывания или других устройств, например, акустического излучателя. Таким образом удается получить большую энергию без установки турбины или аккумулятора высокой мощности. Во-вторых, при проведении глубоких электромагнитных измерений приемники устанавливаются на сравнительно больших расстояниях друг от друга. Слабый сигнал, регистрируемый этими приемниками, требует низкого уровня фонового шума, что как раз характерно для периодов пауз в процессе бурения. В-третьих, методы обработки данных электромагнитных измерений вблизи скважины требуют фиксированного расстояния между источником и приемником. Если измерение производится во время паузы, то расстояние между источником и приемником постоянно и хорошо известно.
Приведенное выше описание предпочтительной реализации изобретения предназначено для иллюстративных и описательных целей. Оно не является исчерпывающим и не ограничивает изобретение точно описанной здесь формой его исполнения.
Специалисту ясно, что здесь возможны многочисленные модификации и варианты. Выбор описанных здесь вариантов реализации определялся стремлением наилучшим образом объяснить принципы изобретения и его практическое применение. Это позволит другим специалистам понять действие изобретения в различных его модификациях и вариантах применительно к конкретным частным случаям. Объем изобретения определяется приводимой здесь формулой изобретения и ее эквивалентами.
Изобретение относится к устройствам и методам для измерения свойств геологического пласта, в котором выполняется буровая скважина, и, в частности, к устройствам и методам для определения режима бурения, позволяющего оптимизировать оценочные измерения характеристик пласта. Техническим результатом является повышение оптимизации оценочных измерений характеристик пласта. Для этого метод включает этапы бурения скважины в пласте при помощи бурильной колонны, оснащенной буровым долотом, обнаружения паузы в процессе бурения скважины, когда часть бурильной колонны в течение некоторого времени остается неподвижной относительно пласта, определения условия, имеющего место в скважине в данный момент, выбора по наличию или отсутствию указанного условия, по меньшей мере, одной дополнительной операции из группы, состоящей из установления текущего режима процесса бурения и определения типа паузы, исходя из последнего условия, имеющего место в скважине в данный момент, и данных о ранее определенных режимах бурения и использования измерительного устройства для определения характеристик пласта в течение паузы. Устройство для осуществления указанного метода содержит средство для приведения бурового инструмента во вращение, средство для приведения во вращение бурильной колонны, средство для определения паузы, в течение которой часть бурильной колонны остается неподвижной по отношению к пласту, средство для определения условия, имеющего место в скважине в данный момент, средство для выбора, по меньшей мере, одной дополнительной операции и измерительное устройство для определения характеристик пласта в течение паузы. 3 с. и 20 з.п. ф-лы, 2 ил., 5 табл.
| US 5589825 A, 31.12.1996 | |||
| RU 94026261 А1, 20.04.1996 | |||
| Система передачи данных для буровых скважин | 1978 |
|
SU1087082A3 |
| СПОСОБ И УСТРОЙСТВА ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ КАРОТАЖА ПРИ ПОДНЯТИИ БУРОВОЙ КОЛОННЫ ИЗ СКВАЖИНЫ | 1995 |
|
RU2143557C1 |
| US 5585556 A, 12.06.1996 | |||
| US 5705927 A, 06.01.1998. | |||
