ИНСТРУМЕНТ И СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРА ПЛАСТА Российский патент 2012 года по МПК E21B49/08 G01V3/32 G01R33/44 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к устройству и способам определения параметров, представляющим свойства пласта и свойства текучей среды пластов подземных коллекторов, конкретно углеводородных коллекторов. Конкретнее, изобретение относится к устройству и способам измерения параметров пласта на месте генерированного потока в пласте.

Предшествующий уровень техники

В процессе изучения и эксплуатации нефтегазоносных пластов и коллекторов важно получение знаний о свойствах пласта и пластовой текучей среды, влияющих на продуктивность и отдачу из пробуренного пласта. Обычно такие знания получают способами, в общем, именуемыми "каротаж".

Каротажные работы включают в себя измерение параметра пласта или параметра пластовой текучей среды, как функции местоположения или, конкретнее, глубины в стволе скважины. Пластовый каротаж меняется с включением в состав многих различных типов измерений, включающих в себя измерения, основанные на акустических, электромагнитных взаимодействиях или удельном сопротивлении и ядерных взаимодействиях, таких как ядерный магнитный резонанс (ЯМР), или поглощении нейтронов.

Измерения ЯМР обычно используют в стволе скважины для зондирования режима затухания ЯМР в стационарной текучей среде в породе коллектора. Во время данных измерений в пласте создают магнитные поля с использованием особым образом устроенных магнитов. Магнитные поля создают ядерную намагниченность, ориентацию которой меняют или которой иначе манипулируют с помощью импульсов резонансной радиочастоты (РЧ). Наблюдают эхо-сигналы ЯМР и их зависимость от параметров импульса и времени используют для получения информации о пласте и текучих средах в нем.

Конкретно, ЯМР используют в нефтяной отрасли для получения информации и параметров, представляющих связанные текучие среды, свободные текучие среды, проницаемость, вязкость нефти, газовый фактор, насыщение нефтью и насыщение водой. Все данные параметры можно выводить по измерениям времени спин-спиновой релаксации, часто именуемого T2, времени (T1) спин-решеточной релаксации и коэффициенту (D) самодиффузии молекул, содержащих водород, находящихся в составе пластовых текучих сред.

С другой стороны, образцы текучих сред обычно отбирают в стволе скважины с помощью, так называемых, пластоиспытателей или устройств отбора образцов текучей среды. Примером данного класса инструментов является модульный инструмент динамического испытания текучей среды MDT^TM фирмы Schlumberger. Такой инструмент может включать в себя, по меньшей мере, один баллон отбора проб текучей среды, насос для откачки текучей среды из пласта или закачки текучей среды в пласт и контактный прижимной башмак с напорным трубопроводом для входа в контакт со стенкой ствола скважины. Когда устройство установлено в зоне, представляющей интерес, прижимной башмак прижимается к стенке ствола скважины, создавая герметичное уплотнение, и начинается перекачка.

Работа насоса с откачкой текучей среды из пласта через напорный трубопровод создает приток из пласта. Текучую среду, проходящую через инструмент, анализируют на месте работы с использованием электрических, оптических или основанных на ЯМР способов. Обычно, когда текучую среду считают 'чистой' текучей средой коллектора, т.e. имеющей приемлемые уровни содержания бурового раствора или других примесей, образец текучей среды помещают в баллон отбора проб для последующего анализа в наземной лаборатории. Модуль затем перемещают в следующую зону, представляющую интерес, или место работы.

Приток текучей среды в ствол скважины также обычно производят с использованием устройств с двойными пакерами, например, изолирующих секции ствола скважины во время гидравлических испытаний и опрессовки, по существу, способом, аналогичным описанному выше для инструмента MDT. Посредством реверса направления притока устройства с двойными пакерами дают возможность проведения проектного гидравлического разрыва пласта вокруг изолированной секции ствола скважины.

Когда конкретно предусмотрена закачка, а не откачка текучей среды из пласта, испытательный инструмент может требовать модификаций, таких как описаны, например, в патентной заявке США 2006/0000606 совместного правообладания. Инструмент, описанный в данной патентной заявке, является пластоиспытателем для использования в необсаженном пласте совместно с буровым долотом для бурения сквозь фильтрационную корку бурового раствора, накопленную на стенке ствола скважины, или сквозь зоны, поврежденные или загрязненные в процессе бурения. Инструмент, описанный в данной патентной заявке, способен закачивать текучую среду в пласт, окружающий ствол скважины, с различными целями, такими как гидроразрыв пласта вблизи ствола скважины.

Дополнительно хорошо отработана установка каротажных инструментов как на выделенном средстве спускоподъемных операций, таком как каротажные кабели или гибкая насосно-компрессорная труба, так и альтернативно на бурильной колонне, несущей буровое долото на нижнем конце. Последний случай известен в отрасли, как измерения во время бурения (MWD) или каротаж во время бурения (LWD). В процессе измерений во время бурения (MWD) или каротажа во время бурения (LWD) параметр, представляющий интерес, измеряют контрольно-измерительными приборами, обычно установленными вблизи долота, над долотом или в компоновке низа бурильной колонны (КНБК). Как обычный каротаж, так и каротаж во время бурения (LWD) являются способами, известными десятки лет и не требующими дополнительного представления.

Варианты применения и измерения, разработанные для использования притока, создаваемого инструментами, такими как вышеописанные пластоиспытательные инструменты в комбинации с измерениями по типу ЯМР, описаны в ряде документов. Одним примером данных опубликованных документов является патент US 7180288. Другие подробные описания возможных способов на базе ЯМР для целей мониторинга притока и параметров пласта можно найти в патентах US 6642715 и US 6856132. Инструмент, который объединяет в себе инструмент закачки/откачки текучей среды и инструмент построения изображения по данным удельного сопротивления, описан, например, в патенте US 5335542 совместного правообладания. Скважинные инструменты и способы измерения проницаемости, использующие последовательную закачку воды и нефти, описаны в патентах US 5269180 и 7221158. В патенте US 5497321 авторы предлагают способ вычисления кривых движения отдельных фаз с использованием измерений удельного сопротивления на многочисленных радиальных глубинах исследования. Патент US 7032661 относится к способам определения насыщения и относительной проницаемости, основанным на одновременных испытании пласта, измерении удельного сопротивления и ЯМР.

В документе, подготовленном для презентации на симпозиуме «SPWLA 1st Annual Middle East Regional Symposium, April 15-19, 2007», участники Gilles Cassou, Xavier Poirier-Coutansais и один из авторов настоящего изобретения, Raghu Ramamoorthy, продемонстрировали, что объединение современных технических средств графического отображения ЯМР с модулем закачки текучей среды с двойным пакером может значительно улучшить оценку параметров насыщения в карбонатных породах. Возможность выполнения работ 3D на точках наблюдения ЯМР непосредственно перед откачкой и после откачки дает информацию как по насыщению водой, так и по насыщению нефтью (Sw, Sxo), независимо от литологии, удельного сопротивления и минерализации в сложной карбонатной среде.

Вместе с тем, продемонстрированный способ имеет ряд ограничений, делающих сложным выполнение надежных и точных измерений. Оба инструмента должны быть точно установлены на одной глубине в разное время. Два сеанса сбора данных 3D ЯМР должны быть выполнены на одной глубине, с работой отбора образцов для отражения манипуляций с пластом в 3D измерениях ЯМР. При условии, что оба инструмента необходимо перемещать вверх и вниз по стволу скважины для их правильной установки на место и, дополнительно, при том условии, что неопределенность в позиционировании инструмента, по меньшей мере, равна величине габаритов типичной антенны ЯМР, реализация испытания не оптимальна. Кроме того, проблемы выполнения работ диктуют, что испытания не могут быть выполнены непосредственно зондом, поскольку тогда становится труднее обеспечивать установку антенны ЯМР точно на интервале испытания, вместо этого должна использоваться конфигурация с двойным пакером.

Дополнительно к этому, время на снятие двойных пакеров и перемещения инструмента ЯМР вниз для коррекции положения на интервале испытания составляет около 10 минут. Типичное измерение 3D ЯМР может требовать еще 15 минут времени нахождения на точке наблюдения. Если значительное повторное внешнее воздействие возникает в данное время, оно отражается на данных 3D-ЯМР после откачки, которые могут больше не коррелировать с гидродинамическим режимом, созданным инструментом.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Одной задачей изобретения является совершенствование и улучшение известных устройств и способов снятия характеристик пластов с использованием потока, создаваемого в пласте. В качестве другой задачи рассматривается создание дополнительных и лучших способов определения отличительных свойств пласта и пластовой текучей среды с использованием измеряющего устройства с зоной исследования, перекрывающей зону, в которой возникает наведенный поток, или совмещенной с ней.

Согласно первому аспекту изобретения, предложены инструменты и способы для измерения параметров, характеризующих пласт горной породы, включающие в себя установленное в секции скважины, проходящей пласт горной породы, устройство для генерирования поля зондирования в зоне измерений в пласте горной породы и устройство, генерирующее поток через зону измерений, предпочтительно в присутствии поля зондирования, и датчики, чувствительные к изменениям в поле зондирования, при этом реакции датчиков являются индикативными для значений количества текучей среды в зоне измерений в различных состояниях потока, предпочтительно включающих в себя состояние до воздействия генерированного потока на зону измерений и состояния после начала прохождения потока через зону измерений.

Количество текучей среды определяют для достижения цели изобретения, включающими в себя части или проценты пластовой текучей среды, которые состоят из углеводородов, и/или части или проценты, которые состоят из воды. В отрасли двумя наиболее часто использующимися параметрами являются параметры, именуемые насыщением (Shc) углеводородами или насыщением (So) нефтью и насыщением (Sw) водой, соответственно.

В одном из данных вариантов осуществления, текучую среду либо откачивают или, более предпочтительно, закачивают в пласт для вымывания углеводородов и получения измерения остаточного насыщения (ROS) нефтью с последующими измерениями. В альтернативном варианте, текучую среду на углеводородной основе, такую как пластовая нефтесодержащая жидкость, можно закачивать в пласт для количественной оценки остаточного насыщения (Swr) водой. Оба параметра, ROS и Swr, являются важными концевыми точками в определении соотношений относительных проницаемостей, как функция насыщения, и могут, таким образом, в конечном итоге использоваться для определения значения коэффициента извлечения для коллектора.

В дополнительном варианте осуществления измеряют насыщение фазы в пласте и расходы или содержание фаз текучих сред. Знание величин расхода или движения отдельных фаз в многофазном потоке в зависимости от насыщения можно использовать для выведения напрямую относительной проницаемости фазы в пласте. Поэтому предпочтительно осуществлять мониторинг количества или расхода как закачанной, так и отобранной в качестве пробы текучей среды с использованием расходомера, соединенного с путем прохода в корпусе инструмента или, альтернативно, системы управления, преобразующей объем закачки в измерение расхода.

Изобретение дополнительно предлагает использование поля зондирования на основе любого известного каротажного измерения, которое может регистрировать изменение параметра в пласте, включающее в себя ультразвуковое, акустическое, магнитное и электромагнитное поле зондирования. Таким образом, датчики являются предпочтительно чувствительными к одному из данных типов полей и регистрируют электромагнитные сигналы, сигналы удельного сопротивления, диэлектрические сигналы, сигналы ЯМР и поглощение нейтронов. В еще более предпочтительном варианте датчики регистрируют любые такие сигналы на многочисленных глубинах, измеренные в радиальном направлении от ствола скважины. В предпочтительном варианте осуществления поле зондирования является магнитным полем. В данном варианте осуществления, распределения спин-решеточной релаксации или распределения T1 или распределения спин-спиновой релаксации (T2) выводят из ответной реакции датчика. Вместе с тем, для измерений на месте работы временных изменений параметра более быстрые способы, основанные, например, на расстановках датчиков индукции или удельного сопротивления, могут являться предпочтительными, такие как инструмент построения изображения по данным удельного сопротивления, описанный в патенте US 5335542.

В предпочтительном варианте способов на основе ЯМР применяют снятие данных магниторезонансной текучей среды к ответной реакции датчика. Снятие данных магниторезонансной текучей среды является многоступенчатым сбором данных ЯМР, где изменяют время поляризации и разнос отраженного сигнала с получением в результате чувствительности к диффузии и распределения T1 и T2. Измерения в магниторезонансной текучей среде можно использовать для измерений как Sw, так и So в карбонатных пластах, независимо от литологии, удельного сопротивления и минерализации.

Способность к выполнению и сравнению двух или более измерений в магниторезонансной текучей среде в режиме мониторинга до и после генерирования потока уменьшает некоторые неопределенности, обусловленные процессом бурения и проникновением бурового раствора в пласт. Проникновение фильтрата бурового раствора изменяет состав текучей среды вблизи ствола скважины. Приток из пласта в инструмент создает замещение фильтрата с пластовой текучей средой, таким образом, возвращая зону измерений в пласте в состояние, более близкое к исходному пласту. Управляемую закачку известной текучей среды, с другой стороны, можно использовать, преимущественно, для создания зоны, которая более завершенно промыта, чем только при неуправляемом проникновении фильтрата бурового раствора без мониторинга. Управляемую закачку можно получить, например, с использованием расходомера, которым осуществляют мониторинг расхода через трубу в инструменте с наконечником зонда.

Хотя возможно генерирование потока любым инструментом, способным создавать градиент давления поперек поверхности скважины, в настоящем изобретении предпочтительно используют инструменты и способы, соединенные со средством определения параметров, относящихся к потоку. Предпочтительными инструментами поэтому являются варианты известных пластовых инструментов отбора проб, модифицированных так, что зондирующий инструмент может выдвигать свое поле зондирования в зону пласта, в зависимости потока, созданного инструментом отбора проб.

Обычно поток создают, приводя зонд инструмента отбора проб в контакт со стенкой скважины и с использованием механизма перекачки для откачки текучей среды из пласта. Вместе с тем, в дополнительном варианте осуществления изобретения можно альтернативно создавать периодически действующую закачку текучей среды в пласт. В данном варианте осуществления изобретения, параметры можно измерять, имея поток в пласт и приток из пласта.

В другом аспекте изобретения, количества текучих сред в пласте, установленные мониторингом, можно анализировать для установления изменения состава по фазе углеводородов, обусловленных потоком. Также предпочтительным вариантом осуществления данного аспекта изобретения является повторение стационарных измерений при различных состояниях потока, т.e. до генерирования, во время генерирования и после генерирования потока.

В предпочтительном варианте осуществления данного аспекта изобретения, количество или общий объем углеводородов в зоне измерений в пласте разбивается на части согласно величинам параметров, которые можно вывести из измерений. Можно наблюдать, что данные углеводородов, фракционированные или разбитые на части, ведут себя различно при различных состояниях потока. Такие измерения могут, следовательно, приводить к параметрам, отнесенным к составу пластовой текучей среды. В данном варианте осуществления, данный параметр является распределением T1 или T2 или параметром, выводимым из данных распределений, таким как вязкость. Наблюдение текучей среды коллектора, разбитой на части согласно таким параметрам, обеспечивает улучшенные расчеты извлекаемых запасов и/или эффективности обработка для увеличения нефтеотдачи пласта.

Согласно дополнительному аспекту изобретения, способ можно использовать для определения эффективности обработки для увеличения нефтеотдачи пласта в различных режимах. Способы обработки для увеличения нефтеотдачи пласта включают в себя закачку специализированных химических соединений, таких как поверхностно-активные вещества или водоблокирующих гелей в пласт. Способы обработки для увеличения нефтеотдачи пласта также включают в себя тепловую обработку коллектора, такую как закачка пара или газа. Посредством мониторинга реакции текучей среды в зоне измерений в пласте возможен расчет эффективности такой обработки для увеличения нефтеотдачи пласта для большего масштаба коллектора. В варианте осуществления данного аспекта изобретения, можно осуществлять мониторинг эффективности химикатов, таких как поверхностно-активные вещества, при закачке в пласт на месте работы и оценивать, соответственно, для выведения дополнительных важных параметров, таких как коэффициенты извлечения углеводородов, действующие с обработкой и без нее.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Дополнительные детали, примеры и аспекты изобретения описаны ниже со ссылками на чертежи, перечисленные ниже, на которых:

Фиг. 1A изображает обычные буровые работы;

Фиг. 1B - каротажные работы согласно примеру настоящего изобретения;

Фиг. 2A и 2B - вид спереди и сечение инструмента для использования в настоящем изобретении;

Фиг. 3 - сечение другого инструмента для использования в настоящем изобретении;

Фиг. 4A - типичное измерение, выполненное инструментом ЯМР;

Фиг. 4B - другое возможное измерение на основе настоящего изобретения;

Фиг. 5A и 5B - интерпретации, обеспечиваемые настоящим изобретением.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

На Фиг. 1A скважина 11 показана в процессе бурения через пласт 10. Бурильная колонна 12 подвешена на поверхности на буровой установке 13. Буровое долото 12-1 прикреплено снизу к бурильной колонне 12.

Во время бурения осуществляется циркуляция бурового раствора через бурильную колонну 12 и буровое долото 12-1 с возвратом на поверхность через кольцевое пространство между стенкой ствола скважины 11 и бурильной колонной 12. Во время данного процесса часть бурового раствора вторгается в зону 15 на небольшую глубину вокруг ствола скважины 11, таким образом загрязняя пластовую текучую среду.

После завершения бурения через нефтегазоносный пласт инструмент 16 на каротажном кабеле, как показано на Фиг. 1B, спускают в скважину 11, используя каротажный кабель 17. В показанном примере, инструмент на каротажном кабеле включает в себя устройство 16-1 испытания пласта, подлежащее использованию для генерирования потока в пласте, и инструмент 16-2 каротажа на основе ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) с комбинацией постоянных магнитов и антенн (не показано) для генерирования магнитного поля в зоне пласта, подверженного воздействию потока. Такие инструменты описаны в известном уровне техники, например в патенте US 7180288, US 6642715 и US 6856132.

Дополнительный вариант такого инструмента показан на Фиг. 2A и 2B на виде спереди и в сечении, соответственно, на схемах устройства комбинированного инструмента отбора проб и ЯМР.

Корпус 20 скважинного каротажного инструмента включает в себя зонд отбора проб, имеющий форму прижимного башмака 21. Прижимной башмак 21 включает в себя внешнюю зону 211 из магнитного материала за изолирующим слоем из упругого материала. Магнитный материал данного примера является постоянным магнитом и может, следовательно, создавать магнитное поле в тех частях пласта, которые обращены к зонду. Внутренняя зона прижимного башмака 21 включает в себя площадь 212 антенны и трубопровод 213. Цепь 22 питания для электропитания и управления антенной размещена за прижимным башмаком 21. Трубопровод включает в себя расходомер Q, аналогичный известным устройствам.

Антенна выполнена для передачи импульсов 23 ЯМР в пласт. Инструмент показан в состоянии закачки текучей среды из корпуса 20 инструмента в пласт 10. В других состояниях текучая среда может проходить в реверсивном направлении, т.e. из пласта 10 в трубопровод 213. Показанный инструмент отличается от известных образцов комбинированных инструментов отбора проб и ЯМР наличием антенны 212 в углубленной области прижимного башмака 21. Наличие углубленной области, эффективно действующей в качестве горловины, рассматривается элементом новизны таких образцов, таким образом, выкачивающей или закачивающей поток в более значительную зону пласта, охватываемую процессом воздействия, и, в свою очередь, увеличивающей зону измерения, где поток и магнитное поле перекрываются. Углубленная область служит дополнительной защитой антенны от динамических воздействий и уплотняющих сил, когда прижимной башмак входит в контакт с пластом.

Для электромагнитных измерений или измерений на основе удельного сопротивления комбинированный инструмент ЯМР и инструмент испытания пласта, показанный выше, можно заменить комбинированным инструментом измерения удельного сопротивления и инструментом испытания пласта. Такой инструмент описан, например, в патенте US 5335542. Другие поля зондирования требуют соответствующих изменений типа источника излучения и приемников в корпусе инструмента. Вместе с тем для наиболее известных полей зондирования, акустических, ультразвуковых или электромагнитных, существуют соответствующие образцы каротажного инструмента и их можно, следовательно, адаптировать к способам и инструментам, описанным в данном документе.

В трубопровод инструмента отбора проб обычно встраивают дополнительные измерительные устройства (не показано), такие как оптические датчики, датчики ЯМР или датчики удельного сопротивления и т.д., для измерения параметров, относящихся к составу отобранного образца или выброшенного потока внутри инструмента. Данные устройства также включают в себя расходомер Q для определения общего расхода Qw+Qo, расхода Qw воды, расхода Qo углеводорода. Трубопровод 213 дополнительно соединен с генератором потока или насосом (не показан), размещенным в корпусе каротажного инструмента. Генератор потока разработан для перемещения текучих сред из пласта в корпус инструмента или из емкости хранения (не показана) в корпусе инструмента в пласт. Генератор потока можно также калибровать для использования в качестве расходомера посредством определения и управления скоростью закачки и закачиваемым объемом.

Подвешенный на каротажном кабеле инструмент с двойным пакером, подходящий для выполнения измерений согласно другому примеру изобретения, показан на Фиг. 3. Инструмент 31 на Фиг. 3 подвешен на каротажном кабеле 32 в необсаженном стволе скважины. Инструмент имеет пару пакеров 33 с интегрированной расстановкой датчиков 34. Датчики можно спроектировать, как расстановку электродов, антенн приемников гамма-излучения или излучателей и т.д., в зависимости от измерений, подлежащих выполнению. Пара пакеров изолирует зону 30 пласта. Инструмент дополнительно содержит камеру 35 сбора текучей среды, соединенную с отверстиями 361 прохода текучей среды трубопроводом 36. Поток через трубопровод 35 создает перекачивающий модуль 37. Перекачивающий модуль может быть спроектирован для поддержки притока из пласта в камеру сбора или из камеры в пласт. В зависимости от типа эксперимента, подлежащего выполнению, камера может содержать отобранные пробы текучих сред, таких как вода или нефть, или растворы активных химикатов для модифицирования пласта, пластовых текучих сред или ответной реакции пласта или пластовой текучей среды на поле зондирования. Линии 38 и 39 создают электрическое соединение и гидравлическое соединение, соответственно, с пакером 33 и датчиками 34.

Важно констатировать, что измерения, предложенные настоящим изобретением, должны давать в результате ответный сигнал от текучей среды, находящейся внутри зоны измерения и значит внутри пласта. Предыдущие попытки объединения инструмента ЯМР и инструмента отбора проб в основном фокусировались на измерении свойств образцов текучей среды или ее скорости после выхода из пласта и при перемещении через трубопровод инструмента. В настоящем изобретении, инструмент отбора проб используют как средство генерирования потока в пласте. Данный поток изменяет величины одних параметров, связанных с пластом, оставляя другие неизменными. Установлено, что при регистрации таких изменений параметры большой важности для характеризации пласта можно определять с потенциально более высокой точностью, выявляя ранее неизвестные аспекты.

В первом примере варианта осуществления изобретения насыщение нефтью и водой пластовых текучих сред определяют как функцию расхода. Насыщения можно определить, например, посредством оценки измеренных T1 или T2 кривых распределения. Для показа принципа оценки приведен упрощенный пример таких кривых на Фиг. 4A. Сигнал воды показан сплошной линией 41, и сигнал нефти показан пунктирной линией 42. Значения насыщения можно определять по таким измерениям расчетом отношения относительных площадей под кривыми к общей площади.

Ответную реакцию пласта на многие измерения, включающие в себя измерения по типу ЯМР, описанные выше, можно модифицировать посредством закачки подходящего химиката. Использование, например, либо MnCl₂, или NiCl как части текучей среды закачки уменьшает ответный сигнал воды или, по меньшей мере, сдвигает его к очень коротким величинам T2. В результате получают четкое разделение сигналов воды и нефти в области определения T2 и оценка остаточного насыщения нефтью становится простым объемным определением на основе измеренного распределения T2.

Хотя показанный пример упрощен для большей ясности важных аспектов, прогнозируют, что реальные измерения основаны на более совершенных способах оценки данных ЯМР, таких как способы с магниторезонансной текучей средой или другой любой известный способ получения и интерпретации трехмерных данных (3D) ЯМР. Для получения детальной информации по теории и реализации способа с магниторезонансной текучей средой можно обратиться к материалу Freedman R., Sezginer A., Flaum M., Matteson A., Lo, S., и Hirasaki G.J.: "A New NMR Method of Fluid Characterization in Reservoir Rocks: Experimental Confirmation and Simulation Results," SPE 63214, Transactions of 2000 SPE Annual Technical Conference и Exhibition, Dallas, TX, USA, 1-4 October, 2000.

Со значениями насыщения, определенными с использованием как способов на основе ЯМР, описанных в приведенном выше примере, так и измерений, основанных на использовании других полей зондирования, расходомер Q можно использовать для измерения содержания воды или расхода Qw и/или содержания углеводородов или расхода Qo инструмента отбора проб. Термин "содержание" используют для индикации количества одной фазы в обычно многофазном потоке, добываемом из ствола скважины.

Если требуется, можно вводить поправку временного запаздывания между измерениями параметров потока и измерениями насыщения, например, расчетом средней скорости потока между местом измерения насыщения и местом расходомера внутри корпуса инструмента. Другой способ выполнения такой поправки может включать в себя использование корреляционных функций между измерениями ЯМР и расходомера и выбор временного запаздывания, максимизирующего такие корреляционные функции. Поправка обеспечивает отражение измерениями, выполненными расходомером, состава потока при его прохождении через зону измерений инструмента ЯМР для оценки.

В предпочтительном варианте осуществления изобретения измеренные насыщения и расходы приводят в соответствие соотношениям или модели, включающим в себя относительные проницаемости k(ro) или k(rw). В принципе все измеренные точки лежат на кривых, таких как показанные на Фиг. 5A.

На Фиг. 5A показаны относительная проницаемость kro углеводорода как функция насыщения и относительная проницаемость krw воды как функция насыщения. Конечные точки обеих кривых заданы остаточным насыщением Swr воды и остаточным насыщением ROS углеводородов. На основе современных знаний теории данной взаимосвязи во многих случаях не требуется определения более чем двух точек для выведения применимого расчета кривой относительной проницаемости. Данные две точки могут являться проницаемостью при остаточном насыщении Swr воды и остаточным насыщением ROS углеводородов. Вместе с тем точность такого расчета или модели увеличивается посредством определения большего числа точек измерений на кривых. Дополнительно, более детальный пример подхода на основе модели для оценки измерений насыщения для выведения относительных проницаемостей описан в материале "Water-cut and fractional-flow logs from array-induction measurements" by T.S. Ramakrishnan and D.J. Wilkinson, 1999 SPE Reservoir Evaluation and Engineering 2 (1), стр. 85-94.

Когда относительные проницаемости krw(Sw) и kro(Sw) установлены как функции насыщения, возможно выведение движения отдельных фаз в многофазном потоке с использованием, например, уравнения [1], приведенного ниже с μw, являющимся μw, и

fw(Sw)=(krw(Sw)/μw)/(krw(Sw)/μw+kro(Sw)/μo), (1)

дающего в результате кривые расхода отдельных фаз в многофазном потоке как функция насыщения, как показано для расхода fw(Sw) водной фазы на Фиг. 4B. После установления данную функцию можно использовать для определения важных параметров. Например, долю извлекаемой нефти в пласте можно выводить посредством измерения фактических насыщений и их соответствующих расстояний до конечных точек кривых насыщения, указывающих остаточные насыщения нефти или воды.

В другом примере изобретения распределения T1 или T2, показанные на Фиг. 4A, можно регистрировать как функции времени и, следовательно, как функции параметров потока, проходящего через зону мониторинга пласта. Преимущества такого измерения можно продемонстрировать сравнением схем на Фиг. 4A и 4B. На последней Фигуре показана та же зона измерений, но после закачки воды.

Измеренное распределение дает индикацию остаточного насыщения ROS нефтью посредством оценки площади "нефтяного пика", который уменьшается после закачки воды из инструмента, как описано выше. Вместе с тем отдельно от определения насыщений можно дополнительно оценивать распределение для определения состава углеводорода.

В общем известно, что абсолютная величина T1 или T2 может быть связана с параметрами, относящимися к текучей среде, такими как вязкость. Таким образом, каждая величина T1 (или T2) берется в данном примере как величина, представляющая вязкость.

На Фиг. 4A и 4B, которые вместе показывают вариант изменения состава в пластовой текучей среде, вследствие закачки воды, нефтяной пик не только уменьшается по амплитуде, но уменьшение амплитуды на Фиг. 4B относительно исходных амплитуд на Фиг. 4A отличается для иных величин T1. В показанном примере состав пластовой нефти уже изменен с фракциями нефти низкой вязкости (при более высоких величинах T1), вымываемыми явно более эффективно из пласта, чем фракции более высокой вязкости. Часть пластовой нефти более высокой вязкости остается на месте и образует относительно более крупные фракции остаточной нефти, приток которой не может быть выполнен закачкой воды или только промывкой.

Наблюдение изменений состава, таких как описанные в примере, приведенном выше, дает важную информацию, помогающую в принятии решений по выбору способов на различных этапах эксплуатации коллектора для извлечения из него углеводородного содержимого. Наблюдения можно также использовать для определения наиболее эффективной формы обработки для увеличения нефтеотдачи пласта. Если, например, извлекаемая нефть, остающаяся в пласте, является более вязкой, чем добытая нефть, обработка для увеличения нефтеотдачи пласта должна быть запланирована дифференцировано с учетом изменения вязкости остающейся нефти.

Кроме подготовки заключений по эффективности обработки для увеличения нефтеотдачи пласта, дополнительно возможно измерять действенность такой обработки в очень малом масштабе, но за короткий период времени. С повтором измерений при закачке, как описано выше с текучей средой обработки для увеличения нефтеотдачи пласта, а не водой, возможно напрямую осуществлять мониторинг изменений в пласте, конкретно остаточное насыщение нефтью без обработки для увеличения нефтеотдачи пласта и с обработкой. При тестировании способа, основанного на применении химикатов, релевантные химические компоненты можно подмешивать в поток текучей среды внутри инструмента. Если предложено тестирование тепловой обработки, закачиваемую текучую среду можно нагревать внутри корпуса инструмента перед закачкой в пласт. Таким образом, изобретение может создавать способ быстрого сравнительного анализа широкого разнообразия существующих и будущих обработок для увеличения нефтеотдачи пласта, которые иначе могут потребовать месяцев или даже лет на тестирование.

Изобретение относится к устройству и способам определения параметров, представляющим свойства пласта и свойства текучей среды пластов подземных коллекторов, конкретно углеводородных коллекторов. Техническим результатом является совершенствование и улучшение устройств и способов снятия характеристик пластов с использованием потока, создаваемого в пласте. Созданы устройство и способ измерения параметров, характеризующих пласт горной породы в нефтяной скважине с устройством для генерирования поля зондирования в зоне пласта горной породы и устройством, генерирующим поток через зону в присутствии поля зондирования, дополнительно включающее в себя датчики, чувствительные к изменениям в зоне, при этом ответная реакция датчика указывает значения количества текучей среды и изменения в фазах углеводородов в пласте. Измерения можно выполнять перед воздействием потока на зону измерений и после возникновения потока через зону измерений. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Инструмент для получения параметров подземного пласта, включающий в себя зондирующее устройство, для генерирования поля зондирования в зоне измерений пласта; устройство генерирования потока, генерирующее поток через зону измерений; и датчики, чувствительные к изменениям в поле зондирования, при этом ответная реакция датчиков указывает количественное значение составляющих текучую среду фаз в зоне измерений, по меньшей мере, при двух различных состояниях потока в пласте.

2. Инструмент по п.1, в котором, по меньшей мере, два различных состояния потока включают в себя, по меньшей мере, одно состояние перед генерированием потока устройством и второе состояние после генерирования потока устройством.

3. Инструмент по п.1, в котором устройство генерирования потока выполнено с возможностью генерирования потока в присутствии поля зондирования.

4. Инструмент по п.1, в котором, по меньшей мере, два различных состояния потока содержат состояние присутствия потока во время регистрации ответной реакции датчиков.

5. Инструмент по п.1, в котором ответная реакция датчика указывает насыщения фаз воды и/или углеводородов.

6. Инструмент по п.1, выполненный с возможностью определения изменений в составе фазы углеводородов в пласте.

7. Инструмент по п.1, имеющий генератор потока для закачки текучих сред в пласт.

8. Инструмент по п.1, имеющий генератор потока для закачки текучих сред в пласт и откачки текучих сред из пласта.

9. Инструмент по п.1, дополнительно содержащий средство определения расходов текучих сред, проходящих через инструмент.

10. Инструмент по п.1, имеющий расходомер для определения расходов, по меньшей мере, одного потока, воды или углеводородов, проходящих через инструмент.

11. Инструмент по п.7, в котором закачиваемая текучая среда является текучей средой увеличения нефтеотдачи для увеличения темпа отбора углеводородов из пласта.

12. Инструмент по п.1, имеющий изолирующий прижимной башмак, выдвигающийся из основного корпуса, для установления герметически уплотненного контакта с пластом, при этом изолирующий прижимной башмак содержит антенный элемент в центральной углубленной зоне, образующей объем зазора между антенным элементом и пластом при установлении герметичного контакта.

13. Способ получения параметров подземного пласта, включающий в себя этапы, на которых
устанавливают в секции скважины, проходящей через пласт горной породы, зондирующее устройство, посредством которого генерируют поле зондирования в зоне измерений пласта горной породы; создают поток через зону измерений посредством устройства генерирования потока, и устанавливают датчики, чувствительные к изменениям в поле зондирования, и по ответной реакции датчиков определяют значения количества составляющих текучую среду фаз в зоне измерений, по меньшей мере, при двух различных состояниях потока в пласте.

14. Способ по п.13, в котором, по меньшей мере, два различных состояния потока включают в себя, по меньшей мере, одно состояние перед генерированием потока устройством генерирования потока и состояние после генерирования потока устройством.

15. Способ по п.13, содержащий этап, на котором генерируют поток в присутствии поля зондирования.

16. Способ по п.13, в котором, по меньшей мере, два различных состояния потока являются состоянием присутствия потока во время регистрации ответной реакции датчиков.

17. Способ по п.13, в котором определяют насыщение фаз воды и/или углеводородов.

18. Способ по п.13, в котором определяют изменения в составе фазы углеводородов в пласте.

19. Способ по п.13, содержащий этап, на котором закачивают текучие среды в пласт.

20. Способ по п.19, в котором закачиваемая текучая среда является текучей средой обработки для улучшения нефтеотдачи для увеличения темпа отбора углеводородов из пласта.

21. Способ по п.13, содержащий этап, на котором закачивают текучие среды в пласт и откачивают текучие среды из пласта.

22. Способ по п.13, дополнительно содержащий этап, на котором измеряют в стволе скважины расходов текучих сред, представляющих текучую среду, проходящую через пласт.

23. Способ по п.13, дополнительно содержащий этап, на котором измеряют в стволе скважины расходы, по меньшей мере, одного фазы воды или фазы углеводородов текучих сред, представляющих текучие среды, проходящие через пласт.

24. Способ по п.13, содержащий этап, на котором определяют параметры, указывающие состояние движения фаз и насыщений фаз в объеме в состоянии движения отдельных фаз в многофазном потоке.

25. Способ по п.13, содержащий этап количественного разложения по составляющей текучей среды согласно параметрам, указывающим состав составляющей текучей среды и определения смещений в разделении на фракции между различными состояниями потока.