СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ СБОРА ИНФОРМАЦИИ О СВОЙСТВАХ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ПЛАСТА, ОКРУЖАЮЩЕГО СТВОЛ СКВАЖИНЫ, С ПРИМЕНЕНИЕМ ИЗМЕРЕНИЙ ЯМР Российский патент 2008 года по МПК E21B49/00 G01V3/32 

Область техники

Настоящее изобретение относится к способу и устройству для осуществления бурения в геологическом пласте, а также для сбора информации о свойствах или характеристиках геологического пласта, окружающего ствол скважины. В частности, настоящее изобретение относится к устройству и способу для определения, оценки, прогнозирования, т.е. исследования определенных свойств геологического пласта, с использованием измерений ядерного магнитного резонанса (ЯМР).

Предшествующий уровень техники

В одном предпочтительном варианте использования настоящего изобретения с помощью измерений ЯМР получают информацию по поровому давлению в пласте, окружающем ствол скважины. Информация о поровом давлении может играть важную роль в процессе бурения. Например, зная поведение порового давления в пласте можно оптимизировать тип и состав используемых буровых флюидов (обычно именуемых буровым раствором или системой буровых растворов), например плотность флюида (веса бурового раствора). В частности, при бурении важно избегать большого перепада давления между столбом бурового раствора и пластовыми флюидами. Избыточное давление в столбе бурового раствора может привести к нежелательному гидравлическому разрыву пласта и к существенной потере бурового флюида. С другой стороны, пониженное давление в столбе бурового раствора приводит к притоку пластового флюида и к разрушению системы буровых растворов. В обоих случаях могут наступать еще более нежелательные последствия, когда пластовые флюиды достигают поверхности в неуправляемом режиме, что обычно называют «фонтанированием».

Существуют разные способы оценивания порового давления в пласте, имеющие свои достоинства и недостатки. Например, информацию о поровом давлении можно получать с помощью акустических и сейсмических измерений, в основе которых лежит тот факт, что скорость звука во флюиде возрастает с увеличением давления. Еще один способ оценки порового давления состоит в измерении давления нагнетания с поверхности и объема бурового раствора при разных давлениях. В любом случае до сих пор не предлагалось собирать информацию о поровом давлении в геологическом пласте, окружающем ствол скважины, с использованием методов измерения ЯМР.

Известно, что измерения ядерного магнитного резонанса (ЯМР) в скважине могут обеспечивать разные типы информации о геологическом пласте. Такие измерения часто проводили после бурения скважины. В настоящее время результаты измерений ЯМР можно регистрировать в процессе бурения (т.е. осуществлять каротаж в процессе бурения, КПБ), что позволяет экономить время и обеспечивать ценную оперативную информацию о пласте по мере продвижения бурения. Например, из этой информации можно получать данные об объемной доле порового пространства, общей пористости пласта, проницаемости пласта и пр.

Осуществлять измерения ЯМР можно с помощью ряда коммерчески доступных каротажных приборов. Эти приборы обычно содержат один или несколько постоянных магнитов или электромагнитов для создания статического магнитного поля В₀, антенну, расположенную вблизи исследуемого пласта, и электронное устройство, способное излучать последовательность ВЧ электромагнитных импульсов через антенну для создания в пласте ВЧ магнитного поля. Электронное устройство также содержит приемник для детектирования сигналов, наведенных в антенне последовательностью ВЧ импульсов. Наведенные сигналы можно измерять и обрабатывать, обеспечивая требуемую информацию о свойствах пласта.

Каротажные приборы на основе ЯМР настроены на обнаружение сигналов водородного резонанса (например, от воды или углеводородов), поскольку ядер водорода больше всего, и их легко обнаружить. Для измерения эффектов, связанных с ЯМР ядер водорода в пласте, выжидают некоторое время, чтобы статическое магнитное поле В₀ успело поляризовать обладающие спином ядра атомов водорода, входящих в состав молекул воды или углеводородов, в направлении, практически совпадающем с В₀. Затем можно изменять угол между ядерной намагниченностью и статическим магнитным полем В₀, излучая последовательность ВЧ импульсов для создания ВЧ поля В₁. Излучаемая последовательность импульсов содержит первый ВЧ импульс (импульс возбуждения), величину и длительность которого выбирают так, чтобы переориентировать ядерную намагниченность примерно на 90° относительно ориентации, обусловленной действием В₀ (начальной поперечной намагниченности). По истечении заданного времени излучают серию последовательных ВЧ импульсов (импульсов инверсии или перефокусировки), величину и направление каждого из которых выбирают так, чтобы переориентировать оси ядерного спина примерно на 180° относительно их непосредственно предшествующих ориентаций. Частота ВЧ поля, необходимая для переориентации ядерной намагниченности (гиромагнитная частота), связана с величиной статического магнитного поля В₀ гиромагнитным отношением γ, уникальным для каждого изотопа.

В силу неоднородностей магнитного поля В₀, спины в перпендикулярной плоскости (плоскости x, y) быстро утрачивают свою фазовую когерентность, что приводит к быстрому затуханию сигнала. Под действием каждого «180-градусного» ВЧ импульса спины переориентируются с восстановлением их фазовой когерентности, что приводит к возобновлению сигнала спинового эха. Измерение быстроты затухания спиновых эхо (т.е. скорости, с которой обладающие спином ядра утрачивают свое выравнивание в поперечной плоскости) называют измерением времени релаксации, или величины Т₂. Как известно, величину Т₂ можно связать с химическими и физическими свойствами геологического пласта. Например, ядра водорода в тяжелой нефти имеют сравнительно короткие времена релаксации, тогда как ядра водорода в легкой нефти имеют сравнительно большие времена релаксации. Аналогично, ядра водорода в свободной воде обычно имеют увеличенные времена релаксации по сравнению со связанной водой, например водой, связанной с глиной.

Сущность изобретения

В основу изобретения поставлена задача создания способа сбора информации о поровом давлении в геологическом пласте, окружающем ствол скважины.

Согласно изобретению способ содержит начальные этапы, на которых выбирают по меньшей мере одно подходящее свойство (например, пористость, проницаемость, водородный индекс, состав бурового флюида) среды бурения, которая определяется скважиной и окружающим пластом, и по меньшей мере один параметр ЯМР (например, распределение Т₂) в отклике измерения ЯМР, таким образом, чтобы его значения на совокупности глубин в скважине можно было сопоставить с характеристиками или поведением порового давления в геологическом пласте.

Способ дополнительно предусматривает проведение измерения ЯМР на совокупности глубин в скважине и, следовательно, генерирование отклика ЯМР из среды бурения. Затем измеренные значения параметра ЯМР в отклике ЯМР сопоставляют со значениями подходящего свойства. После этого сравнивают значения подходящего свойства на совокупности глубин и проводят соответствие между значениями свойства с поведением порового давления на совокупности глубин. Таким образом, определяют характеристики порового давления в геологическом пласте на совокупности глубин в скважине. Согласно варианту способа согласно изобретению значения выбранного параметра ЯМР на совокупности глубин также сопоставляют со значениями подходящего свойства (чтобы сначала определить поведение подходящего свойства), а затем сопоставляют поведение подходящего свойства с поведением порового давления.

Согласно другому аспекту изобретения предложен способ, на начальных этапах которого выбирают по меньшей мере одно подходящее свойство среды бурения, чтобы изменения подходящего свойства в диапазоне глубин в скважине можно было сопоставить с изменениями порового давления в пласте, и прогнозируют профиль подходящего свойства в диапазоне глубин в скважине, например, на основании имеющейся информации или предварительных измерений. Затем выбирают по меньшей мере один параметр ЯМР, чтобы значения параметра ЯМР в диапазоне глубин можно было сопоставить со значениями подходящего свойства в диапазоне глубин. Используют устройство измерения ЯМР и начинают бурение, чтобы начать формирование скважины.

В процессе бурения устройство измерения ЯМР эксплуатируют на глубине в скважине, чтобы формировать отклик ЯМР из среды бурения и отслеживать параметр ЯМР в отклике ЯМР. Повторяя эту процедуру на совокупности глубин в скважине и обеспечивая значения параметра ЯМР на этих глубинах, получают фактический профиль подходящего свойства. Затем можно сопоставить отклонения фактического профиля от прогнозируемого профиля с изменениями порового давления в геологическом пласте.

Согласно вышеописанному способу в качестве подходящего свойства можно выбрать свойство, выбранное из группы, состоящей из пористости, проницаемости, водородного индекса, свойства бурового флюида, например, его состава, свойства пластового флюида, например, его состава, или комбинации этих свойств. В одном из вариантов применения в качестве подходящего свойства выбирают глубину проникновения флюида, и измерения ЯМР осуществляют для околоскважинной области среды бурения.

Согласно еще одному аспекту изобретения предложен способ бурения скважины в геологическом пласте, заключающийся в том, что начинают бурение скважины в геологическом пласте, используют буровой флюид, имеющий определенный состав, и в процессе бурения отслеживают поровое давление в геологическом пласте, окружающем ствол скважины. На этапе отслеживания дополнительно выбирают по меньшей мере одно подходящее свойство среды бурения, чтобы изменения подходящего свойства с глубиной в скважине можно было сопоставить с изменениями порового давления в геологическом пласте. Затем измеряют ЯМР на совокупности глубин в скважине, и таким образом генерируют отклик ЯМР из окружения скважины на совокупности глубин в скважине. На основании отклика ЯМР определяют поведение подходящего свойства по глубинам в скважине, а затем сопоставляют поведение подходящего свойства на глубинах в скважине с поведением порового давления в геологическом пласте.

Согласно еще одному аспекту изобретения предложена система для сбора информации о поровом давлении.

Краткое описание чертежей

В дальнейшем изобретение поясняется нижеследующим описанием со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых:

фиг.1 изображает схему скважины и систему для проведения измерений ЯМР в скважине;

фиг.2 - блок-схему электронного устройства, используемого в системе;

фиг.3 - блок-схему этапов сбора информации порового давления согласно изобретению;

фиг.3А - каротажную диаграмму, используемую в способе согласно изобретению;

фиг.4 - блок-схему этапов бурения согласно изобретению;

фиг.5 - блок-схему этапов альтернативного способа бурения согласно изобретению;

фиг.6 - блок-схему этапов еще одного альтернативного способа бурения согласно изобретению.

Подробное описание предпочтительных вариантов воплощения изобретения

Согласно одному аспекту изобретения предложен способ измерения ядерного магнитного резонанса (ЯМР) для оценки, определения, прогнозирования или иного описания профиля порового давления (зависимости порового давления от глубины) в геологическом пласте, окружающем ствол скважины. Такую информацию порового давления получают в ходе операции бурения, т.е. одновременно с ней (измерение/каротаж в процессе бурения) или по завершении операции бурения. Согласно другому аспекту изобретения предусмотрен способ, в котором используют информацию порового давления, собранную таким путем в ходе бурения. В случае применения КПБ информация порового давления, собранная в ходе бурения, может обеспечивать важные преимущества, в том числе повышение безопасности и эффективности бурения. Ниже будет показано, что обнаружение условий избыточного давления и недостаточного давления может служить основанием для того или иного изменения бурения, в том числе немедленного прекращения бурения во избежание опасности фонтанирования и/или для регулировки системы буровых растворов.

На фиг.1 представлена схема устройства измерения ЯМР, которое представляет собой каротажный прибор 10, снабженный проводным средством связи. Каротажный прибор 10 предназначен для исследования одного(й) или нескольких геологических пластов или зон 12, пересекаемых скважиной 14, или иначе располагающихся вблизи скважины 14. Обычно каротажный прибор 10 подвешен в стволе скважины 14 на бронированном кабеле 16, длина которого определяет относительную глубину погружения каротажного прибора 10. Длину кабеля изменяют с помощью любых средств, например, системой барабана 18 и лебедки, находящихся на поверхности.

В качестве устройства измерения ЯМР или каротажного прибора 10 можно использовать любое подходящее скважинное устройство каротажа на основе ЯМР, приспособленное для осуществления либо проводного каротажа, либо каротажа в процессе бурения (КПБ). Заявленный способ в равной степени применим в том и другом случае. Каротажный прибор 10 содержит постоянный магнит, электромагнит или совокупность магнитов для создания статического магнитного поля В₀ в исследуемом объеме 19 пластов, одну или несколько ВЧ антенн, например, соленоидальные антенны, петлевые антенны, двурогие антенны и т.д., и электронное устройство, способное излучать ВЧ электромагнитные импульсы для создания ВЧ в пластах магнитного поля В₁ и принимать спиновые эхо, порождаемые пластами.

Наземная система 20 регистрации снабжает электроэнергией каротажный прибор 10, и сигналы, регистрируемые прибором 10, по бронированному кабелю 16 возвращаются в систему 20 для регистрации и интерпретации. Обычно наземная система 20 регистрация содержит журнал зарегистрированных спиновых эхо в зависимости от глубины погружения каротажного прибора 10. Согласно описываемому варианту осуществления выходные сигналы, представляющие глубину, обеспечиваются кодером 22 измерения длины кабеля. Альтернативно, наземная система 20 регистрации может содержать журнал зарегистрированных спиновых эхо в зависимости от времени. Затем можно сопоставить результаты измерений, зависящих от времени, с журналом результатов измерения глубины, чтобы получить результаты измерений, зависящие от глубины.

На фиг.2 представлена блок-схема скважинного электронного устройства, связанного с каротажным прибором 10, которое формирует ВЧ импульсы и регистрирует спиновые эхо. Т.е. устройство генерирует ВЧ сигнал, передаваемый через антенну, для создания ВЧ магнитного поля в геологических пластах. Спиновые эхо-сигналы, обусловленные ВЧ магнитным полем, воспринимаются антенной и либо сохраняются, либо поступают обратно на поверхность для регистрации наземной системой 20 регистрации.

Скважинное электронное устройство (фиг.2) содержит подсистему 210 процессора, с которой связаны память, схема хронирования, интерфейсы и определенные периферийные устройства (не показаны). Подсистема 210 процессора соединена с телеметрическим электронным устройством 212, которое поддерживает связь с наземной системой 20 регистрации. Подсистема 210 процессора может содержать программируемое средство для выполнения процессов преобразования данных ЯМР в полезную информацию о свойствах среды бурения или может быть оперативно связана с ним.

Формирователь импульсов содержит генератор 214 переменной частоты, который под управлением подсистемы 210 процессора генерирует изменяющийся ВЧ сигнал на нужной частоте. Выходной сигнал генератора 214 поступает на фазовращатель 216, который обеспечивает управление фазами импульсов, и, далее, на модулятор 218, которые управляются подсистемой 210 процессора для получения нужных фаз импульсов ВЧ поля. Выходной сигнал модулятора 218 поступает через усилитель 220 мощности на ВЧ антенну 222. В некоторых случаях можно предусмотреть модулятор 224 добротности для демпфирования ВЧ антенной системы с целью ослабления звона антенны.

В описываемом устройстве антенна 222 передает ВЧ импульсы для создания ВЧ поля в пластах и принимает эхо-сигналы, возникающие под действием ВЧ поля. Таким образом, антенна 222 также соединена с приемным трактом через дуплексер или коммутатор 226, выход которого подключен к приемному усилителю 228. В режимах передачи и демпфирования коммутатор 226 защищает приемный усилитель 228 от импульсов высокой мощности, поступающих на ВЧ антенну 222. В режиме приема дуплексер 226 действует как низкоомное соединение от антенны 222 к приемному усилителю 228. Выход приемного усилителя 228 подключен к двойному фазочувствительному детектору 230, на который также поступает, в качестве опорного сигнала, сигнал, полученный из генератора. Выход детектора 230 подключен к аналого-цифровому преобразователю 232, который выдает цифровой сигнал, представляющий зарегистрированные сигналы ЯМР.

Хотя каротажный прибор 10 показан на фиг.1 в виде объединенного или единого устройства, он может, альтернативно, содержать отдельные элементы и может быть объединен с другими каротажными приборами. Кроме того, хотя показан прибор с проводной связью, можно использовать альтернативные формы физической поддержки и линии связи с поверхностью, например, в применении КПБ. Кроме того, цифровые сигналы, представляющие зарегистрированные спиновые эхо, можно передавать на наземную систему 20 регистрации, когда прибор 10 находится в скважине. Альтернативно, подсистема 210 процессора может сохранять цифровые сигналы в памяти, откуда они будут извлечены после подъема прибора 10 на поверхность.

С помощью каротажного прибора, показанного на фиг.1, можно измерять несколько параметров ЯМР, из которых можно вывести свойства среды бурения. Например, большинство каротажных приборов на основе ЯМР приспособлены к измерению спин-решеточных (продольных) времен релаксации (Т₁) и спин-спиновых (поперечных) времен релаксации (Т₂) ядер водорода. Для проведения таких измерений можно сначала поляризовать ядра под действием статического магнитного поля В₀, а затем наложить ВЧ импульс (импульс инициализации), настроенный на гиромагнитную частоту нужных ядер и откалиброванный по длине, для получения 90-градусного поворота спиновой намагниченности.

Известный прибор КПБ, пригодный для использования в соответствии с настоящим изобретением, описан в патенте США №6246236.

На фиг.3 представлена блок-схема 300 этапов способа сбора информации о поровом давлении в геологическом пласте, окружающем ствол скважины, или по меньшей мере в пласте, через который должна проходить скважина. Согласно способу осуществляют измерение отклика ЯМР из области или зоны, образованной скважиной и окружающим пластом («среды бурения») в диапазоне глубин. Среда бурения может располагаться в едином однородном пласте или зоне или проходить через множество пластов или зон. Как поясняется ниже, поровое давление в геологическом пласте, соседствующем со скважиной, влияет на определенные свойства среды бурения. В этом случае в способе согласно изобретению предусматривается измерение ЯМР для оценки свойств среды бурения в диапазоне глубин в скважине и получение на основании этой оценки информации, касающейся порового давления в том же диапазоне глубин в скважине.

Первоначальный этап способа состоит в выборе (302) одного или нескольких подходящих свойств (химических или физических) среды бурения. Подходящее свойство следует выбирать так, чтобы измеренные значения или поведение в данном диапазоне глубин в скважине можно прямо или косвенно связать со значениями или поведением порового давления в том же диапазоне глубин в скважине. В частности, было установлено, что для определенных свойств изменения значений в диапазоне глубин можно связать с изменениями порового давления. Например, поведение пористости в определенных диапазонах глубин в скважине можно связать с поведением порового давления в пласте в том же диапазоне глубин. Обычно пористость снижается с увеличением глубины, поскольку повышение давления приводит к уплотнению пласта. Нарушение этой общей тенденции или профиля, т.е. резкое увеличение пористости в зоне, однородной в иных отношениях, может свидетельствовать о наличии зоны повышенного давления.

Кроме того, пористость пласта или общую пористость можно разложить на две составляющие: количество связанного флюида (КСвязФ) и количество свободного флюида (КСвобФ). Что касается способа, в качестве подходящего свойства среды бурения можно независимо выбрать любую из двух составляющих. КСвязФ это относительная доля общей пористости, которая является связанной, тогда как КСвобФ это доля, которая не является связанной. В частности, КСвязФ выражает процент пористости (общей пористости), которая тесно взаимодействует с зернами твердой породы, в особенности, частицами глины. Во многих задачах удобно и даже предпочтительно контролировать КСвязФ и/или КСвобФ совместно с общей пористостью. В любом случае используемый здесь термин «пористость» может означать общую пористость, КСвязФ, КСвобФ или комбинации любых или всех этих величин.

Как и значения общей пористости, значения КСвязФ имеют тенденцию к убыванию с увеличением глубины, в особенности в сланцевых пластах, но возрастают в зоне избыточного давления. Таким образом, наличие обратной тенденции, т.е. возрастание КСвязФ в зоне, однородной в иных отношениях, может свидетельствовать о внезапном увеличении порового давления.

Пористость это одно из нескольких свойств среды бурения, которое может быть признано подходящим для использования в способе (фиг.3). Другие свойства для использования в способе включают в себя проницаемость, размер поры, определяемый по ограниченной диффузии, свойства буровых флюидов, в том числе состав, свойства пластовых флюидов, в том числе состав, характеристики проникновения буровых/пластовых флюидов и комбинации этих свойств.

Способ предпочтительно предусматривает выбор (304) подходящего параметра ЯМР. Как указано выше, при измерениях ЯМР возникает отклик, уникальный для среды или объекта, для которой/ого предназначен сигнал ЯМР. Этот отклик ЯМР можно описать уникальным набором параметров, хотя для наблюдения и более точной оценки определенных параметров может потребоваться обработка отклика. Для этой цели можно применять любые подходящие методы, известные специалистам в данной области. При осуществлении способа, согласно изобретению, выявляют один или несколько из этих параметров (или данных ЯМР), значения которых связаны со значениями или поведением выбранного подходящего свойства в данном диапазоне глубин в скважине. В частности, выбранный параметр ЯМР отличается тем, что его значения в данном диапазоне глубин в скважине имеют некоторую корреляцию со значениями или поведением выбранного свойства среды бурения в том же диапазоне глубин, и, таким образом, из него можно вывести поведение или значения порового давления.

Для пористости в качестве параметра ЯМР предпочтительно использовать распределение Т₂ в отклике ЯМР. Распределения Т₂ ЯМР соленой воды коррелируют с распределениями размера поры. В частности, более короткие времена релаксации коррелируют с повышенным уплотнением или уменьшенным размером поры. Можно также выбирать распределение Т_1, не зависящее от диффузивности, возможно, в дополнение к распределению Т₂.

В предпочтительном варианте воплощения способа предусмотрено проведение измерений ЯМР в диапазоне глубин в скважине и, таким образом, генерирование (306) отклика ЯМР от среды бурения. Измерения можно проводить непрерывно по диапазону глубин или периодически по времени или глубине. Обычно получают большой объем информации о характеристиках различных зон или пластов, в которых нужно бурить скважину. Особый интерес представляют глубины, где располагаются переходы между зонами или пластами. Частотность и расположение этих переходов могут определять величину диапазона глубин на этапе 306 и в случае периодических измерений количество и частотность измерений. В таких изменениях часто встречаются заметные изменения свойств, не связанные с избыточным или недостаточным давлением; поэтому следует проявлять осторожность во избежание неверной интерпретации или преждевременной реакции на такие изменения. В любом случае диапазон глубин, используемый на этапе 306, может занимать часть полной глубины скважины, например, в однородной зоне, или проходить на всю глубину скважины, охватывая несколько зон или пластов.

Кроме того, в зависимости от искомого свойства среды бурения применяется измерение ЯМР того или иного типа. Например, когда нужно получить значения пористости или проницаемости, измерения ЯМР следует осуществлять так, чтобы генерировать отклик с глубины в окружающем геологическом пласте. Методы и оборудование для измерения ЯМР описаны в патентах США №№6246236 и 6232778.

Из нижеследующего описания следует, что измерения ЯМР можно также производить в и вокруг области среды бурения, где обычно проходят границы раздела между пластовыми флюидами и буровыми флюидами. Эта область может находиться где-то от 1" до 2" от внешней поверхности ствола скважины, и ее обычно называют околоскважинной областью. Околоскважинная область подвержена проникновению буровых флюидов, которые замещают пластовой флюид или смешиваются с ним по причине избыточного давления в скважине по отношению к давлению в пласте. Поэтому фронт проникновения меняется с глубиной и перепадом давления в скважине. Методы и оборудование измерения ЯМР, применяемого к этой области, известны из патента США №6246236. Эти типы измерений ЯМР можно применять для сбора информации о свойствах бурового флюида, в том числе состава бурового флюида и степени и скорости проникновения бурового флюида в область, обычно занимаемую пластовым флюидом. Свойства бурового флюида можно также получить из измерений в отношении пластового флюида, т.е. из свойств пластового флюида. На основании состава и размещения пластового флюида в околоскважинной области можно сделать вывод о свойствах бурового флюида. Применение этих типов измерений ЯМР в настоящем изобретении описано ниже для альтернативных способов, проиллюстрированных на фиг.5 и 6.

Значения параметра/ов ЯМР и свойство среды бурения предпочтительно выводить на каротажную диаграмму или диаграмму характеристики скважины (фиг.3А). Поступающие на подсистему процессора значения параметра ЯМР (фиг.1 и 2) становятся входными для размещенной там компьютерной программы. Компьютерная программа может реализовать любой из нескольких известных процессов сопоставления значений параметра ЯМР со значениями выбранного свойства среды бурения (312). Предпочтительно, программа генерирует значения свойства среды бурения в диапазоне глубин. Эти значения затем выводятся на каротажную диаграмму 350 (фиг.3А) совместно с параметром ЯМР. Примеры процессов, пригодных для сопоставления значений распределений Т₂ со значениями пористости и проницаемости, описаны в документах SPE30560 и SPE49010.

Для установления (308) достаточного количества значений подходящего свойства или, альтернативно, установления некоторого профиля или тенденции в достаточно представительном диапазоне глубин может потребоваться провести совокупность измерений ЯМР. Это позволяет оператору буровой установки или иному пользователю или автоматически сравнивать измеренные или фактические значения подходящего свойства в диапазоне глубин, тем самым оценивания поведение подходящего свойства. Особое внимание уделяется тому, являются ли измеренные значения относительно постоянными, постепенно возрастающими или убывающими, или же резко изменяющимися с глубиной. Результаты сравнения значений друг с другом или их взаимное соответствие можно затем сопоставить с поведением порового давления. Если фактические значения пористости постепенно возрастают с глубиной в известной однородной зоне, то можно установить, что поровое давление также возрастает с глубиной нормальным образом и не подвержено внезапным изменениям давления. Если же постепенное возрастание (профиль) прерывается участком внезапного спада или увеличения, то можно установить, что поровое давление в диапазоне глубин прервано зоной избыточного или недостаточного давления, соответственно. Сравнение значений свойства в диапазоне глубин составляет этап (312) определения или прогнозирования характеристик порового давления в геологическом пласте.

Значения свойства ЯМР и свойства среды бурения предпочтительно выводить на каротажную диаграмму (фиг.3А). Применительно к КПБ предпочтительно регистрировать значения в ходе бурения, что позволяет отслеживать свойство, а, значит, и поровое давление при бурении. При бурении каротажная диаграмма может непрерывно распечатываться на бумажной ленте или отображаться на цифровом дисплее, что позволяет осуществлять оперативный или почти одновременный мониторинг. В альтернативных вариантах осуществления каротажное программное обеспечение может быть дополнительно снабжено средством оповещения или указания для отслеживания определенного нежелательного поведения подходящего свойства и порового давления или значений подходящего свойства и порового давления, превышающих заданные уровни. Под «каротажной диаграммой» следует понимать любое отображение или визуальное представление, отражающее значения параметров ЯМР, свойства среды бурения и другую информацию скважины.

Каротажная диаграмма 350 (фиг.3А) - это упрощенное представление каротажной диаграммы, пригодной для использования в соответствии со способом, устройством и системой согласно изобретению. На дорожках 1 и 2 соответственно каротажной диаграммы 350 отражены значения гамма-каротажа и глубины в скважине. На дорожке 3 отображен выбранный параметр ЯМР - распределение Т₂. На дорожке 4 отображены значения выбранного свойства среды бурения - пористости. С одной стороны, каротажная диаграмма 350 является упрощенным представлением, поскольку в более общем применении можно регистрировать различные параметры ЯМР совместно с тремя общеизвестными свойствами пористости и, возможно, проницаемостью. Такой комплект данных ЯМР и значений свойств, выводимых из ЯМР, можно дополнить другими физическими измерениями, полученными известными способами. Это позволяет добиться более точного или более надежного мониторинга условий в среде бурения и условий порового давления. Каким образом способ, устройство или система предусматривают применение этих разнообразных ресурсов, ясно из настоящего описания и/или прилагаемых чертежей.

В каротажной диаграмме 350 значения Т₂ и пористости регистрируются в нескольких известных зонах пласта. На дорожке 5 отдельно показаны значения или профиль 354 КСвязФ. Значения повторяют ожидаемый профиль, показанный пунктирными линиями 356, на протяжении первых трех зон, где значения КСвязФ постепенно снижаются с глубиной вплоть до областей 358 перехода между зонами. Эти области 358 перехода между зонами характеризуются резкими изменениями распределения Т₂ и значений КСвобФ - область 360. Однако постепенное снижение значений КСвязФ прерывается, когда бурение продолжается в последующих зонах. В частности, начиная с глубины около 14000′, значения КСвязФ резко возрастают, что указывает на внезапное увеличение порового давления. На каротажной диаграмме 350 такое внезапное увеличение отмечено флагом 364 и флагом 366. В частности, флаг 366 является указателем сигнала тревоги, (например, красного звукового и светового аварийного сигнала), предупреждающего пользователя об условии возможного избыточного давления.

В приложении КПБ такое событие может стать основанием для остановки операции бурения. В некоторых приложениях могут осуществляться дополнительные измерения или дальнейшее исследование для подтверждения условия избыточного давления. Затем можно приступить к устранению условия избыточного давления, регулируя буровое оборудование, например, увеличивая плотность состава бурового флюида или снижая производительность насоса.

Пример каротажной диаграммы 350 и блок-схемы, изображенной на фиг.3, демонстрирует, как можно определять характеристики порового давления в диапазоне глубин, и как можно использовать такую информацию при проведении операции бурения. Для выделения изменения порового давления на каротажной диаграмме 350 также предусмотрена экстраполяция прогнозируемых или нормальных значений давления, что позволяет установить прогнозируемый или нормальный профиль. Прогнозируемый профиль обозначен пунктирными линиями 356, продолжающими фактический профиль 354 измеренных или фактических значений КСвязФ. Когда фактический профиль 354 отклоняется от прогнозируемого профиля 356, на диаграмме появляются и сохраняются оба профиля, и разница, представленная областью 364, выделяется (например, красным цветом). Это позволяет пользователю оценить и даже рассчитать, насколько фактические значения отклоняются от нормальных значений, и, таким образом, оценить величину избыточного давления.

На фиг.4 представлен вариант общего способа, описанного со ссылкой на блок-схему, показанную на фиг.3, для бурения скважины с применением измерений ЯМР. На блок-схеме 400 (фиг.4) предусмотрено сравнение прогнозируемого профиля свойства среды бурения в диапазоне глубин с фактическим профилем, полученным из измерений ЯМР.

На начальном этапе 402 способа выбирают подходящее свойство среды бурения. Согласно изобретению подходящее свойство выбирают таким образом, чтобы изменения значений свойства в диапазоне глубин в скважине можно было сопоставить с изменениями порового давления пласта. Как отмечено выше, еще до бурения и до проведения измерений ЯМР можно получить большой объем информации об исследуемом пласте. Из этой массы предварительно полученной информации получают (414) ожидаемый или прогнозируемый профиль физического свойства в данном диапазоне глубин в скважине. Прогнозируемый профиль выражает ожидаемое или нормальное поведение свойства в интервале глубин и служит исходной точкой для мониторинга порового давления. Таким образом, во многих случаях прогнозируемый профиль выражает условия порового давления при бурении. Если фактический профиль непосредственно соответствует прогнозируемому, то бурение, скорее всего, пройдет, как запланировано.

Прогнозируемый профиль предпочтительно демонстрировать на каротажной диаграмме. Прогнозируемый профиль получают на разных глубинах в скважине и в разных зонах. Обычно профиль в каждой зоне уникален для этой зоны и, возможно, не зависит от других зон. Таким образом, в определенном отношении прогнозируемый профиль можно рассматривать как совокупность прогнозируемых профилей по нескольким зонам.

На начальном этапе способа выбирают (406) также по меньшей мере один подходящий параметр ЯМР. Подходящий параметр ЯМР отличается тем, что его значения в диапазоне глубин можно сопоставить со значениями выбранного подходящего свойства. В частности, параметр ЯМР выбирают так, чтобы изменения его значений в диапазоне глубин в скважине можно было сопоставить с изменениями свойства в том же диапазоне глубин. Таким образом, из измерений ЯМР можно вывести поведение подходящего свойства. Если в качестве физического свойства выбрана пористость, то в качестве параметра ЯМР предпочтительно выбрать распределение Т₂ в отклике ЯМР.

По завершении начальных этапов начинается бурение скважины (408). Затем с помощью устройства измерения ЯМР (в данном случае, предпочтительно, прибора КПБ) проводят измерения (410) в диапазоне глубин в скважине. Как было отмечено ранее, измерения ЯМР можно проводить периодически с определенными интервалами по глубине и через определенные промежутки времени, или же непрерывно в диапазоне глубин в скважине. Что касается способа, то упомянутый диапазон глубин в скважине может означать диапазон глубин в зоне, на протяжении совокупности зон или на протяжении всей глубины скважины.

Отклик ЯМР предпочтительно передавать на поверхность известными телеметрическими средствами, где он поступает на подсистему процессора наземной системы регистрации. Значения физического свойства получают из измеренного параметра ЯМР с использованием известных методов корреляции и обработки. Затем значения параметра ЯМР физического свойства выводят на каротажную диаграмму 350. Регистрируя ряд значений физического свойства в начальных диапазонах глубин, устанавливают (416) фактический профиль физического свойства.

Фактический профиль 354 (фиг.3А) можно отображать на той же дорожке, что и прогнозируемый профиль 356, чтобы он накладывался на прогнозируемый профиль 356. Во многих случаях это значительно облегчает последующие этапы (418) сравнения двух профилей и обнаружения (420) отклонения или отличия фактического профиля от ожидаемого профиля. Если фактический профиль действительно отклоняется или отличается от ожидаемого профиля, то, согласно изобретению, можно сопоставить (426) отклонения или отличия с изменениями порового давления. В этом случае каротажную диаграмму, которая, скорее всего, содержит и другие данные и измерения ЯМР, подвергают дальнейшему анализу и, возможно, проводят дополнительные измерения и испытания (например, с поверхности). Таким образом, оператор определяет (428) или подтверждает, обнаружение зоны избыточного давления.

Согласно каротажной диаграмме 350 зона избыточного или недостаточного давления отличается резким отклонением от прогнозируемого профиля. В случае подтверждения такой ситуации избыточного/недостаточного давления, операцию бурения можно отрегулировать так, чтобы скомпенсировать (430) или исправить зону избыточного или недостаточного давления. В некоторых случаях операцию бурения можно остановить. Во многих случаях зону избыточного/недостаточного давления можно исправить путем регулировки состава бурового флюида. Например, можно добавить утяжелители, чтобы увеличить вес и плотность флюида. Кроме того, можно изменять производительность насоса, снижать скорость бурения или реализовать управляемое бурение. В любой из этих ситуаций отрегулированное бурение будет отклоняться от первоначального плана. Соответственно, можно провести различные измерения, например сейсморазведку, чтобы дополнительно оценить условия бурения. После этого операцию бурения можно возобновить (408) и проводить дополнительные измерения (410) ЯМР на последующих глубинах.

Согласно еще одному аспекту изобретения предусмотрен способ регулирования ожидаемого профиля в ходе бурения (424), обеспечивающий более точный мониторинг бурения. Ожидаемый профиль можно регулировать с учетом фактических измерений параметра ЯМР и подходящего свойства на предыдущих глубинах. Прогнозируемый профиль предпочтительно регулировать в реальном времени и одновременно с регистрацией фактического профиля. Например, ввиду непредвиденных изменений в геологической модели увеличение пористости с глубиной может оказаться более резким или более быстрым, чем первоначально прогнозировалось. В таком случае можно регулировать прогнозируемый профиль, чтобы приблизить его к истинному профилю.

Применительно к определенным физическим свойствам, например пористости и проницаемости, прогнозируемый профиль можно получить из полученной ранее информации. Например, пористость исследуемого пласта или исследуемых зон можно предварительно зарегистрировать с использованием наземных средств, например сейсмических или акустических измерений. Альтернативно, прогнозируемый профиль можно получить из информации в аналогичных зонах или пластах, в частности пластах, окружающих смещенные скважины. Кроме того, прогнозируемый профиль можно установить, проведя первоначальные изменения в однородной зоне и экстраполируя первоначальный профиль на оставшуюся часть зоны.

В качестве свойства среды бурения можно выбрать свойство бурового флюида, например состав бурового флюида. В ряде приложений выбирают свойство бурового флюида, относящееся к взаимодействию между буровым флюидом и пластовым флюидом в околоскважинной области (например, глубину и скорость проникновения бурового флюида). В этих случаях прогнозируемый или базовый профиль может отражать почти постоянное значение в узком диапазоне глубин. Затем отслеживают резкие отклонения от постоянного профиля. Во многих случаях прогнозируемый профиль устанавливают, проводя измерения на поверхности скважины с использованием известных средств. Альтернативно, измерения можно проводить вблизи или на поверхности с использованием измерений ЯМР в отношении бурового флюида или пластового флюида. Полученный таким образом профиль экстраполируют на диапазон глубин в скважине в виде вертикальной линии, например линии 370 на каротажной диаграмме 350. На фиг.5 и 6 представлены варианты способа, согласно изобретению, согласно которым выбирают подходящее свойство, относящееся к буровому флюиду или пластовому флюиду. В этих примерах свойства, относящиеся к содержанию пластового флюида в области скважины, являются по существу свойством бурового флюида, поскольку оно обычно выражает что-то о фронте проникновения.

На фиг.5 изображена блок-схема этапов способа проведения операций бурения. На начальном этапе способа выбирают (502) по меньшей мере одно подходящее свойство среды бурения, обеспеченное в околоскважинной области среды бурения. В качестве свойства выбирают глубину проникновения пластового флюида. В процессе бурения равновесие флюидов внутри пласта нарушается. Обычно давление бурового раствора в скважине выше, чем давление природного пластового флюида (бурение с нарушением равновесия). Этот перепад давлений приводит к проникновению бурового флюида или бурового раствора в пласт и к замещению природного пластового флюида фильтратом бурового раствора в области, окружающей ствол скважины (так называемой зоне проникновения). Зона проникновения обычно содержит измельченное вещество, которое быстро отфильтровывается на стенках скважины, образуя слой, так называемый «сальник». Нарастание сальника является желательным эффектом, поскольку он ослабляет связь между пластом и столбом бурового раствора, тем самым предотвращая или ослабляя дополнительный переток бурового раствора в пласт. В зоне избыточного давления небуровой раствор проникает в пласт, а пластовой флюид может иметь тенденцию проникать в столб бурового раствора. Этот эффект, конечно, нежелателен, поскольку может приводить к разбавлению системы буровых растворов, а значит к изменению веса и плотности бурового раствора.

В современных приборах измерения ЯМР часто используется магнитное поле, спадающее в направлении от прибора вглубь пласта (так называемая градиентная схема). Такой прибор позволяет оператору измерять сигнал ЯМР в тонком слое вокруг прибора. Положение тонкого слоя можно выбирать путем подбора подходящей частоты, удовлетворяющей условию наличия гиромагнитного резонанса на нужном расстоянии (или глубине) от прибора. Это дает возможность осуществлять измерения ЯМР на разных глубинах исследования. Поскольку перепад давления между буровым раствором и пластовым флюидом влияет на профиль и скорость проникновения, измерение содержания фильтрата бурового раствора в зависимости от глубины может давать ценную информацию о процессе проникновения и, следовательно, поровом давлении. Альтернативно, измерение изменений профиля проникновения с течением времени также может давать ценную информацию. Более медленное проникновение может свидетельствовать о более высоком давлении в пласте и наоборот. Можно выбрать аналогичные подходы, предусматривающие получение профиля проникновения другими средствами (например, на основе удельного сопротивления) в сочетании с измерениями свойства породы на основе ЯМР для оценки порового давления. В любом случае измерения глубины проникновения флюида или, точнее, изменений глубины проникновения флюида на глубинах в скважине можно сопоставить с изменениями порового давления в окружающем геологическом пласте.

На другом первоначальном этапе способа (фиг.5) выбирают (504) по меньшей мере один параметр ЯМР, чтобы изменения параметра ЯМР в диапазоне глубин можно было сопоставить с изменениями глубины проникновения флюида. Предпочтительно выбирать набор параметров ЯМР. Параметры ЯМР обычно включают в себя распределения Т₂ по полю градиента, что позволяет различать наличие или количество природного пластового флюида и проникающий буровой флюид, например фильтрат бурового раствора. Таким образом, можно оценивать глубину проникновения на конкретной глубине.

Желательно, чтобы в диапазоне глубин в скважине глубина проникновения оставалась относительно постоянной. Соответственно, прогнозируемый или базовый профиль, полученный (505) для глубины проникновения пластового флюида на протяжении диапазона глубин в скважине представлен практически постоянной вертикальной линией, например линией 370 (фиг.3А). Однако следует заметить, что обычно можно наблюдать некоторые (но не внезапные) изменения глубины проникновения пластового флюида, обусловленные второстепенными эффектами, не связанными с избыточным или недостаточным давлением, например, увеличением глубины и восстановлением давления.

Обычно прогнозируемый или базовый профиль можно устанавливать на основании начальных измерений ЯМР вблизи или на поверхности с последующей экстраполяцией на диапазон глубин в скважине. Установив прогнозируемый или базовый профиль, начинают бурение (508) скважины. На последующем этапе (510) проводят измерения ЯМР на совокупности глубин или в диапазоне глубин непрерывно или периодически. Как отмечено выше, измерения ЯМР предпочтительно осуществлять с использованием инструмента градиентного типа, чтобы генерировать отклик ЯМР из околоскважинной области. В частности, отклик ЯМР поступает из околоскважинной области, охватывающей фронт проникновения и окружающее его пространство. Собрав достаточное количество значений параметра ЯМР и значений глубины проникновения, сравнивают значения параметра ЯМР, и, следовательно, глубины проникновения на разных глубинах в скважине. Эту информацию обычно представляют в каротажной диаграмме в виде радиального профиля по глубине. Значения непрерывно сравнивают (512) в процессе бурения, чтобы отслеживать резкие отклонения от базового профиля.

На этапе (514) выясняют, произошло ли значительное увеличение значений параметров ЯМР (или подходящего свойства) на текущей глубине в скважине по сравнению со значениями на предыдущих глубинах в скважине. Уменьшение значений, особенно внезапное уменьшение в общем случае свидетельствует о возможности наличия зоны избыточного давления. Таким образом, на следующем этапе способа дополнительно оценивают (516) или подтверждают возможность наличия зоны избыточного давления. Если дополнительная оценка подтверждает наличие избыточного давления, то операцию бурения можно остановить и/или можно отрегулировать (520) переменные бурения, согласно рассмотренному выше. Если же значительного увеличения или уменьшения значений не обнаружено, то операцию бурения продолжают как обычно и проводят дальнейшие дополнительные измерения ЯМР.

Если давление пластового флюида значительно превышает давление столба бурового раствора (избыточное давление), то пластовой флюид будет перетекать в столб бурового раствора. Это влияет на измерения ЯМР аналогично движению прибора или диффузии. В частности, можно обнаружить укороченные распределения Т₂, а также изменение формы эха. Соответственно, в качестве подходящего параметра ЯМР выбирают распределения Т₂ и формы эха. Что касается формы эха, то, согласно способу, эффект поперечного движения прибора будет весьма мал, поскольку прибор ЯМР КПБ симметричен, так что противоположные эффекты с двух сторон прибора в высокой степени компенсируют друг друга. Однако при перетекании флюида внутрь (поступлении пластового флюида в скважину) или наружу (быстром проникновении или потере циркуляции) такой компенсации не будет, поэтому влияние на форму эха является более ярко выраженным.

На каротажной диаграмме 350 на дорожке 6 отражен каротаж глубины проникновения (ГП) по глубине. Начиная примерно с 14000′, ГП резко возрастает, что свидетельствует о возможной зоне избыточного давления. Это условие отмечают сигналами оповещения 374 и 376 об избыточном давлении.

Другой способ обнаружения проникновения флюида в ствол скважины из пласта состоит в анализе состава бурового раствора или бурового флюида вблизи прибора. Поскольку пластовой флюид отличается свойствами ЯМР от бурового раствора, разбавление бурового раствора пластовым флюидом можно легко обнаружить известными методами. Кроме того, такие измерения можно производить очень близко к прибору ЯМР, что обеспечивает достаточно большое отношение сигнал-шум. Раннее обнаружение изменения свойств бурового раствора с использованием этих средств обеспечивает ценное раннее предупреждение возможного «сценария выброса», когда пластовые флюиды начинают поступать в ствол скважины. Способ сбора и использования этой информации представлен на блок-схеме 600 (фиг.6).

На начальном этапе способа выбирают (602) (фиг.6) свойство среды бурения, в данном случае свойство бурового флюида, например состав бурового флюида. В одном варианте применения измерения ЯМР производят в отношении компонента пластового флюида, например, чтобы оценить степень проникновения бурового флюида и/или разбавления буровым флюидом. В другом варианте применения измерения ЯМР производят в отношении компонентов бурового флюида, например, чтобы оценить степень проникновения пластового флюида и/или разбавления пластовым флюидом. В большинстве применений исследованию подлежат участки пластового флюида и бурового флюида в околоскважинной области.

Затем выбирают (604) подходящий параметр ЯМР, который можно сопоставить со свойством бурового флюида. Опять же, можно выбрать несколько параметров ЯМР, в том числе распределения Т₂ и форму эха, которую можно рассматривать как одно из нескольких свойств получения Т₂. Значения таких параметров ЯМР в диапазоне глубин или поведение или изменение их значений связаны с изменениями состава бурового флюида. На следующем этапе получают (606) прогнозируемый или базовый профиль свойства флюида. Считается, что прогнозируемый или базовый профиль образован «базовыми» или «нормальными» значениями параметра ЯМР. «Базовые» значения предпочтительно получать вблизи или на поверхности с последующей экстраполяцией на диапазон глубин. При поиске радиального профиля пластового/бурового флюида на переменной глубине «базовым или нормальным профилем» является тот, который относительно постоянен в данном диапазоне глубин.

По завершении вышеуказанных начальных этапов начинается бурение (608). Измерения (610) ЯМР проводят на совокупности глубин в скважине. Эти измерения ЯМР осуществляют в отношении околоскважинной области, где содержится буровой флюид, фильтрат бурового раствора или пластовой флюид. Целью измерения ЯМР является обеспечение мониторинга параметров ЯМР, присущих буровому флюиду (основному буровому флюиду, фильтрату бурового раствора или пластовому флюиду).

При достаточном количестве измерений ЯМР фактические значения параметра ЯМР (и, следовательно, свойства бурового флюида) можно сравнивать с «нормальными» или «базовыми» значениями (612). Этот этап можно рассматривать как эквивалент сравнения фактического профиля параметра ЯМР или свойства бурового флюида с прогнозируемым или базовым профилем, которое описано выше.

Следующий этап 614 способа состоит в сравнении фактических и нормальных значений. Выясняют, имеет ли место резкое отклонение фактических значений от нормальных значений. Если это действительно так, то констатируют (618) возможность избыточного давления. Если никаких резких отклонений не наблюдается, то операцию бурения можно остановить и/или регулировать (620) переменные бурения. При надлежащей регулировке операция бурения и мониторинг порового давления продолжаются.

Изобретение относится к устройству и способу для определения, оценки, прогнозирования, т.е. исследования определенных свойств геологического пласта, с использованием измерений ядерного магнитного резонанса (ЯМР). Техническим результатом является создание способа сбора информации о поровом давлении в геологическом пласте, окружающем ствол скважины. Для этого на начальных этапах выбирают по меньшей мере одно подходящее свойство среды бурения, которая определяется стволом скважины и окружающим пластом, и по меньшей мере один параметр ЯМР в отклике измерения ЯМР. Подходящее свойство выбирают так, чтобы его значения на множестве глубин можно было сопоставить с характеристиками или поведением порового давления в геологическом пласте. Проводят измерения ЯМР на множестве глубин в скважине, чтобы генерировать отклик ЯМР от среды бурения. Затем измеренные значения параметра ЯМР в отклике ЯМР сопоставляют со значениями подходящего свойства. Затем значения подходящего свойства сравнивают на множестве глубин, после чего соответствие между значениями свойства сопоставляют с поведением порового давления на множестве глубин и определяют характеристики порового давления в геологическом пласте на множестве глубин в скважине. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 7 ил.

1. Способ сбора информации о поровом давлении в геологическом пласте, окружающем ствол скважины, который вместе с окружающим геологическим пластом определяет среду бурения, заключающийся в том, что

(a) выбирают по меньшей мере одно подходящее свойство среды бурения, чтобы значения подходящего свойства на множестве глубин в скважине можно было сопоставить с характеристиками порового давления в геологическом пласте,

(b) выбирают по меньшей мере один параметр ЯМР отклика измерения ЯМР,

(c) проводят измерение ЯМР на множестве глубин в скважине, тем самым генерируют отклик ЯМР из среды бурения,

(d) сопоставляют значения параметра ЯМР в отклике ЯМР со значениями подходящего свойства, и

(e) определяют характеристики порового давления в геологическом пласте на множестве глубин в скважине, сравнивая значения подходящего свойства на множестве глубин и сопоставляя соответствие между значениями с характеристиками порового давления на множестве глубин.

перед этапом (а) осуществляют бурение в геологическом пласте, чтобы начать формирование скважины,

причем этап (с) осуществляют в ходе бурения, и при этом устанавливают устройство измерения ЯМР в скважине на каждой из множества глубин в скважине,

в ходе бурения регистрируют фактический профиль и прогнозируемый профиль.

перед этапом (а) осуществляют бурение в геологическом пласте, чтобы начать формирование скважины,

причем этап (с) осуществляют в ходе бурения и при этом устанавливают устройство измерения ЯМР в скважине на каждой из множества глубин в скважине,

регулируют операцию бурения в соответствии с изменениями порового давления, определенными на этапе (е).

устройство для измерения ЯМР на множестве глубин в скважине и для приема отклика ЯМР из среды бурения,

микропроцессор, связанный с устройством измерения ЯМР для приема от него данных отклика ЯМР и содержащий выполняемую программу, предназначенную для

выбора подходящего свойства среды бурения для сопоставления значения подходящего свойства на множестве глубин в скважине с характеристиками порового давления в геологическом пласте,

отслеживания по меньшей мере одного параметра в отклике ЯМР,

сопоставления значений параметра ЯМР на множестве глубин с поведением подходящего свойства на множестве глубин, и сопоставления значений параметра ЯМР с поведением порового давления на множестве глубин,

и материальный носитель для отображения поведения подходящего свойства на множестве глубин в скважине.

Приоритет: от 03.12.2002 - все пункты формулы.