УСТРОЙСТВА, СПОСОБЫ И СИСТЕМЫ ДЛЯ КОРРЕКЦИИ СКОРОСТЕЙ ПРОДОЛЬНЫХ ВОЛН Российский патент 2016 года по МПК G01V1/48 

ПРЕДПОСЫЛКИ

При понимании структуры и свойств геологических пластов можно уменьшить затраты на бурение скважин для разведки на нефть и газ. Измерения, производимые в буровой скважине (то есть, скважинные измерения), обычно выполняют для достижения этого понимания, чтобы идентифицировать состав и распределение материалов, которые окружают измерительное устройство в скважине.

Например, измерения скоростей продольных волн можно использовать для прогнозирования порового давления в пластах, не содержащих газа, когда поровое давление можно использовать для определения различных характеристик пласта. Однако наличие газа и общее содержание органического углерода (ОСОУ) могут влиять на точность измерений. Прогнозирование порового давления в этих условиях (например, в пласте сланцевого газа) может быть еще более полезным, поскольку давление может повышаться от относительно нормального до аномально высоких значений на всем протяжении сравнительно небольшого глубинного интервала. Поэтому прогнозирование порового давления при поисках месторождения газа в сланцах может создавать более сложные проблемы по сравнению с коллекторами других видов.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На чертежах:

фиг. 1 - структурная схема устройств и систем согласно различным вариантам осуществления изобретения;

фиг. 2 - блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая несколько способов согласно различным вариантам осуществления изобретения;

фиг. 3 - вид спускаемой на кабеле системы согласно варианту осуществления изобретения;

фиг. 4 - вид буровой установки согласно варианту осуществления изобретения;

фиг. 5 - блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая несколько дополнительных способов согласно различным вариантам осуществления изобретения;

фиг. 6 - структурная схема изделия согласно различным вариантам осуществления изобретения; и

фиг. 7 - графики, иллюстрирующие возможные преимущества коррекции скоростей продольных волн согласно различным вариантам осуществления.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Поскольку точность измерения скоростей поперечных волн в пласте сланцевого газа часто меньше затрагивается негативным воздействием, чем точность измерения скоростей продольных волн, измерения скоростей поперечных волн иногда можно использовать для непосредственной коррекции соответствующих данных измерений скоростей продольных волн. Однако использование этого механизма коррекции не практикуется в нефтегазовой отрасли, поскольку данные об измеренных скоростях поперечных волн, которые непосредственно соответствуют данным об измеренных скоростях продольных волн, в большинстве случаев отсутствуют. Это происходит потому, что излишние затраты на измерение данных о скоростях поперечных волн в пластах сланцевого газа могут быть недопустимыми.

Для разрешения некоторых из этих, а также других проблем в этой заявке описываются устройства, системы и способы, которыми обеспечиваются данные о скорректированных скоростях продольных волн для прогнозирования поровых давлений даже в случае, когда непосредственные измерения скоростей поперечных волн в целевой скважине отсутствуют. Согласно многим вариантам осуществления скорректированные измерения скоростей продольных волн в целевой скважине могут быть получены на основании статистической корреляции между информацией о скоростях поперечных волн и скоростях продольных волн, которую получают из соседних скважин. Этим способом точность прогнозирования порового давления для данной целевой скважины (когда отсутствует непосредственное измерение скорости поперечной волны) может быть значительно повышена.

Статистическая корреляция данных из соседних скважин может быть основана на данных, получаемых на основании каротажных диаграмм поперечных волн и продольных волн из соседних скважин. При использовании зарегистрированных данных о скоростях поперечных волн из соседней скважины применяют формулу (именуемую в дальнейшем формулой Кастагны) для определения соответствующих данных о скорректированных продольных волнах из соседней скважины. Соответственно, в формуле Кастагны используются только данные о скоростях поперечных волн из соседней скважины для вычисления соответствующих данных о скорректированных скоростях продольных волн для соседней скважины.

Данные о скорректированных скоростях продольных волн из соседней скважины затем сравнивают с данными об измеренных скоростях продольных волн из соседней скважины на всем протяжении глубины, чтобы получить корреляционное уравнение. Это уравнение можно использовать для определения скорректированной скорости продольных волн в целевой (например, предварительно пробуренной) скважине, когда скорости продольных волн измерены в целевой скважине. Таким образом, скорректированные скорости продольных волн в целевой скважине могут быть получены даже в случае, когда для скважины отсутствуют данные об измеренных скоростях поперечных волн.

Для более согласованного использования терминологии на всем протяжении этого документа применяются несколько специфических терминов и фраз. Они определены следующим образом:

*скорости продольных волн = скорости продольных волн в первой (например, целевой) скважине;

*данные об измеренных скоростях продольных волн = набор скоростей продольных волн, измеренных в первой скважине;

*скорректированные скорости продольных волн (для первой скважины) = скорректированные версии данных об измеренных скоростях продольных волн в первой скважине;

*данные о скорректированных скоростях продольных волн (для второй (например, соседней) скважины) = набор скорректированных скоростей продольных волн для второй скважины, полученный на основании исходных данных о скоростях поперечных волн во второй скважине;

исходные данные о скоростях продольных волн = набор скоростей продольных волн, измеренных во второй скважине, подлежащий коррелированию с данными о скорректированных скоростях продольных волн для второй скважины;

исходные данные о скоростях поперечных волн = набор скоростей поперечных волн, измеренных во второй скважине.

Аналогичным образом в интересах согласованности несколько переменных используются на всем протяжении этого документа. Они определяются следующим образом:

*исходные DTC = данные об измеренных скоростях продольных волн в мкс/фут;

*исходные DTS = данные об измеренных скоростях поперечных волн в мкс/фут;

*DTCc = данные о скорректированных скоростях продольных волн в мкс/фут;

*Vp = 1/исходные DTC;

*Vs = 1/исходные DTS;

*DeltaTs = исходные DTS;

*DeltaTp = исходные DTC;

*DeltaTpc = DTCc;

*Vpc = 1/DTCc;

*PP dt Миллера = поровое давление, спрогнозированное способом Миллера при использовании данных об измеренных (нескорректированных) скоростях продольных волн; специалистам в соответствующей области техники хорошо известно, каким образом прогнозировать поровое давление при использовании этого способа. Желающим получить дополнительные сведения об использовании способа Миллера рекомендуется обратиться к статье “Casing ultradeep, ultalong salt section in deep water: A case study for failure diagnosis and risk mitigation in record-depth well”, Jincai Zhang et al., SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, 2008, которая полностью включена в эту заявку путем ссылки.

*PP dt Миллера при использовании скорректированных DT = поровое давление, спрогнозированное способом Миллера при использовании данных о скорректированных скоростях продольных волн.

Теперь будет представлено более подробное описание механизма, используемого в некоторых вариантах осуществления.

В одной или нескольких вторых (например, соседних) скважинах измеряют значения для исходных DTS и исходных DTC. Формулу Кастагны, хорошо известную специалистам в соответствующей области техники, используют для получения данных об измеренных скоростях поперечных волн (исходных DTS), чтобы определить данные о скорректированных скоростях продольных волн для второй скважины (вторых скважин) (DTCc). Те, кому интересно получить больше информации о различных областях применения формулы Кастагны, могут обратиться к статье “Relationship between compressional-wave and shear-wave velocities in clastic silicate rocks”, J.P. Castagna et al., Geophysics, vol.50, №4 (April 1985), pp.571-581.

Одна форма формулы Кастагны, которая используется для вычисления DTCc, показана в виде уравнения (1) ниже:

DTCс=1/(1,16/DTS+0,00446119), $$$$ (1)

где DTCc и DTS выражаются в мкс/фут.

Данные о скорректированных скоростях продольных волн из второй скважины (вторых скважин) (то есть, DTCc) и данные об измеренных скоростях продольных волн из второй скважины (вторых скважин) (то есть, исходные DTC) используют для вывода корреляционного уравнения, по возможности с использованием кросс-плота DTCc и DTC. Корреляционное уравнение, которое связывает скорректированную скорость продольных волн с измеренной скоростью продольных волн, обе скорости во второй скважине, может иметь форму уравнения (2), приведенного ниже:

скорректированная скорость продольных волн (во второй скважине)=наклон*измеренная скорость продольных волн (во второй скважине)+отсекаемый отрезок $$$$ (2)

Затем это уравнение можно использовать вместе с данными об измеренных скоростях продольных волн в первой скважине (например, в целевой скважине), когда данные об измеренных скоростях поперечных волн отсутствуют. Уравнение (2) может иметь линейную форму, показанную, или экспоненциальную форму согласно некоторым вариантам осуществления. Специалисты в соответствующей области техники после ознакомления с этим раскрытием должны понять, что в зависимости от того, насколько хорошо данные соответствуют форме уравнения, можно использовать многочисленные формы уравнения (2).

Например, если корреляция между данными об измеренных и скорректированных скоростях продольных волн во второй скважине оказывается по существу линейной, показанной выше, данные об измеренных скоростях продольных волн из первой скважины могут быть подставлены в корреляционное уравнение (2) для вычисления данных о скорректированных скоростях продольных волн для первой скважины. Это показано в уравнении (3) ниже:

скорректированная скорость продольных волн (в первой скважине)=наклон*измеренная скорость продольных волн (в первой скважине)+отсекаемый отрезок $$$$ (3)

Данные о скорректированных скоростях продольных волн, определенные для первой скважины, затем можно использовать для вычисления порового давления (например, при использовании способа Миллера) в первой скважине в виде улучшенной оценки давления (по сравнению с использованием данных о нескорректированных скоростях продольных волн). Различные варианты осуществления, которые включают в себя некоторые или все эти признаки, теперь будут описаны подробно.

На фиг. 1 представлена структурная схема устройств 102 и систем 100 согласно различным вариантам осуществления изобретения. Согласно некоторым вариантам осуществления система 100 включает в себя корпус 104. Корпус 104 может иметь форму корпуса спускаемого на кабеле прибора или скважинного прибора. Процессор(ы) 130 в системе 100 может быть расположен на поверхности 166 как часть наземного каротажного оборудования 156 или в системе 124 регистрации данных, которая может находиться выше или ниже земной поверхности 166 (например, прикрепленной к корпусу 104).

Система 100 может также содержать приемопередатчик 144 данных (например, телеметрический передатчик и/или приемник) для передачи регистрируемых данных 170 (например, данных об измеренных скоростях продольных волн) от датчиков S к наземному каротажному оборудованию 156. В соответствии с различными способами, описанными в этой заявке, логический блок 140 может использоваться для регистрации данных в виде сигналов. Зарегистрированные данные 170, а также другие данные могут сохраняться в запоминающем устройстве 150, которое может быть частью базы 134 данных.

Согласно многим вариантам осуществления данные 170 соответствуют только скоростям продольных волн, измеренным в первой скважине (например, в целевой скважине) 110. То есть, в большей части вариантов осуществления предполагается, что измеренные значения скоростей поперечных волн в первой скважине 110 являются недоступными или, иначе говоря, не имеющимися в наличии.

Исходные данные о скоростях продольных волн и исходные данные о скоростях поперечных волн можно определять при выполнении измерений во вторых скважинах (например, в соседних скважинах) 112 с использованием датчиков S и затем сохранении данных в запоминающем устройстве 150 для последующего использования в другом месте.

На фиг. 2 представлена блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая несколько способов 211 согласно различным вариантам осуществления изобретения. Эти способы 211 можно использовать для коррекции данных об измеренных скоростях продольных волн в целевой скважине. Способы 211 можно применять в нескольких конфигурациях системы 100, показанной на фиг. 1.

Согласно некоторым вариантам осуществления способ 211 можно начать с блока 221 и продолжить согласно блоку 225, чтобы определить, выполнены ли измерения скоростей поперечных волн в целевой скважине, возможно, в виде каротажной трассы поперечной волны (например, трассы DeltaTs). Если да, то способ 211 можно продолжить согласно блоку 229, чтобы вычислить скорректированные значения Vp с использованием формулы Кастагны (то есть, Vpc в км/с равно 1,16Vs плюс 1,36). В этом случае Vs можно определить при использовании каротажной трассы DeltaTs (поскольку Vs в фут/с равно 10⁶/(DeltaTs в мкс/фут) из целевой скважины.

Способ 211 можно продолжить согласно блоку 233, чтобы использовать значения Vpc для построения алгоритма коррекции, который обеспечивает получение DeltaTpc в качестве конечного результата. Vp можно получить при использовании каротажной трассы DeltaTp из целевой скважины (поскольку Vp=1/исходные DTC и DeltaTp = исходные DTC, и это означает, что Vp в фут/с равно 10⁶/(DeltaTp в мкс/фут)). Как отмечалось ранее, DeltaTpc, конечный результат, также можно выразить в виде DTCc=1/Vpc.

На этой стадии способ 211 продолжают согласно блоку 237, при этом DeltaTpc используют в качестве входных данных для алгоритма прогнозирования порового давления (например, способом Миллера, наряду с другими), чтобы получить прогнозируемое поровое давление в целевой скважине. Затем согласно блоку 245 способ 211 можно закончить.

Согласно некоторым вариантам осуществления после начала способа 211 с блока 221 и продолжения согласно блоку 225 определяют, что измерения скоростей поперечных волн в целевой скважине не выполнены или же отсутствуют. В этом случае способ 211 можно продолжить согласно блоку 241, чтобы эмпирически получить корреляцию на основании данных из соседней скважины, описанных выше. Эта корреляция позволяет вычислить DeltaTpc для целевой скважины даже в случае отсутствия данных об измеренных скоростях поперечных волн для целевой скважины.

Например, можно составить электронную таблицу измеренных скоростей поперечных волн (исходных DTS) и измеренных скоростей продольных волн (исходных DTC) в одной или нескольких соседних скважинах. Скорректированные значения (DTCc) скоростей продольных волн для каждой соседней скважины можно определить при использовании формулы Кастагны. Затем основную табличную линейную функцию можно использовать для выполнения регрессионного анализа DTCc и DTC.

На этой стадии средний наклон и средний отсекаемый отрезок из соседних скважин можно использовать для составления линейного уравнения (если оно является корреляционным уравнением желаемой формы), показанного в виде уравнения (4) ниже:

DTCc = Средний_Наклон*TC + Средний_Отсекаемый отрезок (4)

В случае близлежащих соседних скважин, для которых отсутствуют измеренные значения исходных DTS, но имеются измеренные значения исходных DTC, значения исходных DTC могут быть введены в уравнение (4) для вычисления DTCc для каждой целевой скважины. Эти значения DTCc можно использовать в том же самом районе для прогнозирования порового давления в пластах сланцевого газа.

Таким образом, теперь обратившись к фиг. 1-2, можно видеть, что могут быть реализованы многочисленные варианты осуществления, охватывающие систему 100, содержащую корпус 104 и один или несколько процессоров 130, которые могут быть расположены в скважине или на поверхности. Например, согласно некоторым вариантам осуществления система 100 содержит корпус 104, приводимый в движение в первой скважине 110, и процессор 130 для приема данных 170 об измеренных скоростях продольных волн, связанных с первой скважиной 130. Процессор 130 может быть сконфигурирован для определения скорректированных скоростей продольных волн для первой скважины 110 с использованием сочетания данных 170 об измеренных скоростях продольных волн и данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами 112, отличными от первой скважины 110. Кроме того, процессор 130 может быть сконфигурирован для образования данных о спрогнозированном поровом давлении для первой скважины 110 при использовании скорректированных скоростей продольных волн (для первой скважины 110).

Акустический датчик (например, преобразователь) может использоваться для приема акустических сигналов после взаимодействия их с пластом, окружающим корпус 104. Поэтому система 100 может содержать датчик S, такой как акустический датчик, прикрепленный к корпусу 104. Датчик S может использоваться для приема акустических сигналов, связанных с данными об измеренных скоростях продольных волн.

Телеметрический передатчик может использоваться для передачи измеренных акустических данных на поверхность. Поэтому система 100 может содержать приемопередатчик 144, включающий в себя телеметрический передатчик, прикрепленный к корпусу. Телеметрический передатчик может использоваться для передачи данных, связанных с акустическими сигналами, таких как данные 170 об измеренных скоростях продольных волн к наземному оборудованию 156 обработки данных. Корпус 104 может содержать спускаемый на кабеле прибор или скважинный прибор, такой как прибор каротажа в процессе бурения или прибор измерений во время бурения, наряду с другими приборами.

В системе 100 процессор 130 может быть размещен в корпусе 104 или наземном оборудовании 156 обработки данных, или в обоих местах, в зависимости от места выполнения различных вычислений. Поэтому обработка во время различных операций, осуществляемых в системе 100, может выполняться в скважине и на поверхности 166. В этом случае процессор 130 может содержать многочисленные вычислительные блоки, некоторые из которых расположены в скважине, а некоторые на поверхности 166. Могут быть реализованы дополнительные варианты осуществления и поэтому теперь будут описаны дополнительные примеры систем.

На фиг. 3 показана кабельная каротажная система 364 согласно варианту осуществления изобретения, а на фиг. 4 показана буровая установка 464 согласно варианту осуществления изобретения. Соответственно, системы 364, 464 могут содержать корпус 370 кабельного каротажного прибора в увязке с операцией каротажа, выполняемой кабельным прибором, или скважинный прибор 424 в увязке с операцией бурения скважины. Системы 364 и 464 могут содержать любой один или несколько элементов из системы 100, показанной на фиг. 1.

Поэтому на фиг. 3 показана скважина во время операций каротажа кабельным прибором. В этом случае буровая платформа 386 снабжена буровой вышкой 388, которая поддерживает подъемный механизм 390.

Бурение нефтегазовых скважин обычно осуществляют при использовании колонны бурильных труб, соединенных друг с другом таким образом, что образуется бурильная колонна, которую спускают через роторный стол 310 в ствол скважины или буровую скважину 312. В данном случае предполагается, что бурильную колонну временно удаляют из буровой скважины 312, чтобы спустить корпус 370 кабельного каротажного прибора, такого как пробник или зонд, на тросе или каротажном кабеле 374 в буровую скважину 312. Обычно корпус 370 кабельного каротажного прибора спускают в нижнюю часть представляющей интерес области и затем вытягивают вверх с по существу постоянной скоростью.

Во время подъема различные измерительные устройства, включенные в корпус 370 прибора, могут использоваться на ряде глубин для выполнения измерений (например, выполнения частями устройства 102, показанного на фиг. 1) в подземных геологических пластах 314 вблизи буровой скважины 312 (и корпуса 370 прибора). Буровая скважина 312 может представлять собой одну или несколько соседних скважин или целевую скважину.

Данные измерений могут быть переданы к наземному каротажному оборудованию 392 для обработки, анализа и/или сохранения. Каротажное оборудование 392 может быть снабжено электронным оборудованием для обработки сигналов различных видов, которая может быть реализована любым одним или несколькими компонентами устройства 102 или системы 100 из фиг. 1. Аналогичные данные с оценками пласта могут собираться и анализироваться во время операций бурения (например, во время каротажа в процессе бурения и, разумеется, могут браться пробы во время бурения).

Согласно некоторым вариантам осуществления корпус 370 прибора подвешен в стволе скважины на каротажном кабеле 374, который соединяет прибор с наземным блоком управления (содержащим, например, рабочую станцию 354). Прибор может быть развернут в буровой скважине 312 на колонне гибких труб, снабженной проводом бурильной трубе или с использованием любого другого подходящего средства развертывания.

Теперь обратимся к фиг. 4, на которой можно видеть, каким образом система 464 также может образовывать часть буровой установки 402, расположенной на поверхности 404 скважины 406. Буровая установка 402 может обеспечивать поддержку бурильной колонне 408. Бурильная колонна 408 может проходить через роторный стол 310 для бурения буровой скважины 312 в подземных пластах 314. Бурильная колонна 408 может включать в себя ведущую трубу 416, бурильную трубу 418 и компоновку 420 низа бурильной колонны, по возможности расположенную на нижнем участке бурильной трубы 418.

Компоновка 420 низа бурильной колонны может включать в себя утяжеленные бурильные трубы 422, скважинный прибор 424 и буровое долото 426. Буровое долото 426 может выполнять работу по образованию буровой скважины 312 путем прохождения через поверхность 404 и подземные пласты 314. Скважинный прибор 424 может содержать любое количество приборов различных видов, в том числе приборов для измерений во время бурений, приборов каротажа в процессе бурения и других.

Во время операций бурения бурильная колонна 408 (по возможности включающая в себя ведущую трубу 416, бурильную трубу 418 и компоновку 420 низа бурильной колонны) может вращаться роторным столом 310. Хотя это и не показано, в дополнение к указанному вращению или как вариант компоновка 420 низа бурильной колонны также может вращаться двигателем (например, забойным двигателем), который расположен в забое скважины. Утяжеленные бурильные трубы 422 могут использоваться для добавления массы буровому долоту 426. Кроме того, утяжеленные бурильные трубы 422 могут выполнять операции по подкреплению компоновки 420 низа бурильной колонны, что позволит компоновке 420 низа бурильной колонны передавать дополнительную массу буровому долоту 426 и в свою очередь содействовать прохождению бурового долота 426 через поверхность 404 и подземные пласты 314.

Во время операций бурения насос 432 для бурового раствора может прокачивать буровой раствор (иногда называемый специалистами в соответствующей области техники промывочной жидкостью) из емкости 434 для бурового раствора по шлангу 436 в бурильную трубу 418 и вниз к буровому долоту 426. Буровой раствор может вытекать из бурового долота 426 и возвращаться на поверхность 404 через кольцевое пространство между бурильной трубой 418 и боковыми поверхностями буровой скважины 312. Затем буровой раствор может быть возвращен в емкость 434 для бурового раствора, в котором такой раствор фильтруется. Согласно некоторым вариантам осуществления буровой раствор может использоваться для охлаждения бурового долота 426, а также для смазывания бурового долота 426 во время операций бурения. В дополнение к этому буровой раствор может использоваться для удаления обломков породы, выбуриваемой из подземного пласта, которые образуются при работе бурового долота 426.

Таким образом, теперь обратившись к фиг. 1 и 3-4, можно видеть, что согласно некоторым вариантам осуществления системы 364, 464 могут включать в себя утяжеленную бурильную трубу 422, скважинный прибор 424 и/или корпус 370 кабельного каротажного прибора для размещения одного или нескольких устройств 102, аналогичных или идентичных устройству 102, описанному выше и показанному на фиг. 1. Любой компонент или все компоненты системы 100 из фиг. 1 также могут быть размещены в приборе 424 или корпусе 370 прибора.

Таким образом, для задач этого документа термин «размещение» может распространяться на любое одно или несколько из утяжеленной бурильной трубы 422, скважинного прибора 424 или корпуса 370 кабельного каротажного прибора (все они имеют внешнюю поверхность для ограждения или прикрепления магнитометров, датчиков, устройств отбора проб флюида, устройств измерения давления, устройств измерения температуры, передатчиков, приемников, логического блока регистрации и обработки и систем регистрации данных). Прибор 424 может представлять собой скважинный прибор, такой как прибор каротажа в процессе бурения или прибор для измерений во время бурения. Корпус 370 кабельного прибора может содержать кабельный каротажный прибор, включающий в себя, например, пробник или зонд, связанный с каротажным кабелем 374. Благодаря этому могут быть реализованы многочисленные варианты осуществления.

Например, согласно некоторым вариантам осуществления система 364, 464 может включать в себя дисплей 396 для отображения данных о скоростях продольных волн в целевой скважине, как измеренных, так и скорректированных, а также информации о базе данных (например, данных об измеренных значениях скоростей продольных и поперечных волн в соседних скважинах), возможно, в графической форме. Кроме того, может отображаться информация о скорректированном поровом давлении, основанная на данных о нескорректированных и/или скорректированных скоростях продольных волн в целевой скважине.

В этой заявке системы 100, 364, 464, устройство 102, корпус 104, система 124 регистрации данных, процессоры 130, база 134 данных, логический блок 140, приемопередатчик 144, запоминающее устройство 150, наземное каротажное оборудование 156, поверхность 166, данные 170, роторный стол 310, буровая скважина 312, компьютерные рабочие станции 354, корпус 370 кабельного каротажного прибора, каротажный кабель 374, буровая платформа 386, буровая вышка 388, подъемный механизм 390, каротажное оборудование 392, дисплей 396, бурильная колонна 408, ведущая труба 416, бурильная труба 418, компоновка 420 низа бурильной колонны, утяжеленные бурильные трубы 422, скважинный прибор 424, буровое долото 426, насос 432 для бурового раствора, емкость 434 для бурового раствора, шланг 436 и датчики S, все, можно охарактеризовать как модули.

Такие модули могут включать в себя схемы аппаратных средств, и/или процессор, и/или запоминающие схемы, модули и объекты программного обеспечения, и/или микропрограммные средства, и сочетание их в соответствии с требованиями к архитектуре устройства 102 и систем 100, 364, 464 и в соответствии с конкретными реализациями различных вариантов осуществления. Например, согласно некоторым вариантам осуществления такие модули могут быть включены в пакет программ для моделирования работы устройства и/или системы, такой как программный пакет для моделирования электрических сигналов, пакет программ для моделирования потребления и распределения энергии, пакет программ для моделирования рассеивания мощности/теплоты и/или сочетание программного обеспечения и аппаратного обеспечения, используемый для моделирования работы различных потенциальных вариантов осуществления.

Кроме того, следует понимать, что устройства и системы согласно различным вариантам осуществления можно использовать в других областях применения, а не при каротажных работах, и поэтому различные варианты осуществления не должны ограничиваться ими. Пояснения устройства 102 и систем 100, 364, 464 предназначены для обеспечения общего понимания структуры различных вариантов осуществления и они не задуманы служить полным описанием всех элементов и признаков устройства и систем, в которых могут использоваться структуры, описанные в этой заявке.

Прикладные технологии, которые могут охватывать новые устройства и системы согласно различным вариантам осуществления, включают в себя электронные схемы, используемые в быстродействующих компьютерах, схемы связи и обработки сигналов, модемы, процессорные модули, встроенные процессоры, переключатели данных и модули специализированного применения. Такие устройства и системы в виде субкомпонентов также могут включаться в ряд электронных систем, таких как телевизоры, сотовые телефоны, персональные компьютеры, рабочие станции, радиоприемники, видеоплееры, транспортные средства, средства обработки сигналов для геотермальных приборов и интеллектуальные телеметрические системы с преобразователем в интерфейсном узле, наряду с некоторыми другими. Некоторые варианты осуществления охватывают ряд способов.

Для примера на фиг. 5 представлена блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая несколько дополнительных способов 511 согласно различным вариантам осуществления изобретения. Способы 511 могут представлять собой реализуемые процессором способы, выполняемые одним или несколькими процессорами, которые осуществляют способы.

Согласно одному варианту осуществления способы 511 можно начинать с блока 521, с получения исходных данных для второй скважины (например, для соседней скважины) из удаленного места. Эти данные можно получать непосредственно путем измерения или опосредованно с использованием этапа сохранения. Поэтому действие согласно блоку 521 может содержать прием исходных данных о скоростях продольных волн и исходных данных о скоростях поперечных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами. Вторые скважины могут быть расположены в том же самом районе сланцевого пласта, что и первая скважина (например, целевая скважина), для которой данные о скоростях продольных волн должны корректироваться (когда отсутствуют данные об измеренных скоростях поперечных волн для первой скважины).

Способ 511 можно продолжить согласно блоку 525, чтобы измерить скорости продольных волн в геологическом пласте, окружающем первую скважину, для получения данных об измеренных скоростях продольных волн. Чтобы получать данные об измеренных скоростях продольных волн, можно регистрировать данные об акустических сигналах. Таким образом, действие согласно блоку 525 может содержать прием акустических сигналов в первой скважине из геологического пласта и определение данных об измеренных скоростях продольных волн с использованием скоростей продольных волн, связанных с акустическими сигналами.

Данные об измеренных скоростях продольных волн могут передаваться на поверхность, возможно, для дополнительной обработки. Соответственно, способ 511 можно продолжить согласно блоку 529, чтобы согласно некоторым вариантам осуществления передать данные об измеренных скоростях продольных волн на наземный компьютер.

Способ 511 можно продолжить согласно блоку 533, чтобы определить, завершилась ли регистрация измерений в первой скважине. Если нет, в способе 511 можно вернуться к блоку 525 для регистрации дополнительных данных. Если да, то способ 511 можно продолжить согласно блоку 537.

Согласно блоку 537 способ 511 может включать в себя определение скорректированных скоростей продольных волн для первой скважины с использованием сочетания данных об измеренных скоростях продольных волн и данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами, отличными от первой скважины.

Как отмечалось ранее, исходные данные о скоростях поперечных волн из второй скважины можно использовать для определения данных о скорректированных скоростях продольных волн для второй скважины. Таким образом, действие согласно блоку 537 может содержать определение данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами, при использовании исходных данных о скоростях поперечных волн, связанных с этими скважинами.

Скорректированная скорость продольной волны во второй скважине может быть коррелированна с исходными данными о скоростях продольных волн на всем протяжении глубины во второй скважине. Поэтому действие согласно блоку 537 может содержать коррелирование данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами, с исходными данными о скоростях продольных волн (из одной или нескольких вторых скважин) на всем протяжении глубинной области для получения корреляции.

Как отмечалось ранее, уравнение, которым определяется формула коррекции данных об измеренных скоростях продольных волн в первой скважине, может быть составлено при использовании корреляции между данными об исходных и скорректированных скоростях продольных волн для второй скважины. Уравнение может иметь линейную форму, экспоненциальную форму или некоторую иную форму. Таким образом, действие согласно блоку 537 может содержать составление уравнения, определяемого корреляцией, уравнения, описывающего зависимость между данными об измеренных скоростях продольных волн для первой скважины и скорректированными скоростями продольных волн для первой скважины.

Уравнение, которым определяется формула коррекции данных об измеренных скоростях продольных волн в первой скважине, иногда можно улучшить использованием корреляционной зависимости между данными об исходных (измеренных) скоростях продольных волн и данными о скорректированных скоростях продольных волн для многочисленных вторых скважин. Например, эта зависимость может содержать усредненную корреляцию. Таким образом, действие согласно блоку 537 может содержать определение среднего наклона и среднего отсекаемого отрезка по существу линейной зависимости между скорректированными скоростями продольных волн для первой скважины и данными об измеренных скоростях продольных волн для первой скважины. В свою очередь средний наклон и средний отсекаемый отрезок можно определять по зависимости между данными об исходных скоростях продольных волн и данными о скорректированных скоростях продольных волн, основанными на данных об исходных скоростях поперечных волн, связанных с многочисленными вторыми скважинами.

Исходные, измеренные и скорректированные данные, включая скорректированные скорости продольных волн, могут быть внесены в таблицу. Поэтому способ 511 можно продолжать согласно блоку 541, чтобы обеспечить сохранение скорректированных скоростей продольных волн, наряду с другими данными, в таблице.

Способ 511 можно продолжить согласно блоку 545, чтобы образовать данные о спрогнозированном поровом давлении для первой скважины с использованием скорректированных скоростей продольных волн.

Данные о спрогнозированном поровом давлении могут быть «опубликованы», что для задач этого документа означает любое одно или несколько из сохранения в запоминающем устройстве, отображения на дисплее или печати на бумаге. Поэтому способ 511 можно продолжить согласно блоку 549, чтобы «опубликовать» на дисплее данные о спрогнозированном поровом давлении.

Другие аспекты скважинных операций, которые можно прогнозировать на основании данных о спрогнозированном поровом давлении, также могут быть «опубликованы». Поэтому, например, действие согласно блоку 549 может включать в себя «опубликование» спрогнозированного нарушения уплотнения или повреждения ствола скважины на основании спрогнозированного порового давления.

Данные о спрогнозированном поровом давлении можно использовать как основу для регулирования массы бурового раствора в забое скважины во время выполнения операций бурения. Поэтому согласно некоторым вариантам осуществления способ 511 можно продолжить согласно блоку 553, чтобы охватить регулирование массы бурового раствора для уравновешивания порового давления в геологическом пласте на основании данных о спрогнозированном поровом давлении.

Следует отметить, что способы, описанные в этой заявке, не связаны описанным порядком выполнения или любым конкретным порядком. Кроме того, различные действия, описанные применительно к способам, рассмотренным в этой заявке, могут выполняться итеративно, последовательно или параллельно. Различные элементы каждого способа (например, способов, показанных на фиг. 2 и 5) могут заменяться один на другой в пределах способа и между способами. Информацию, включая параметры, команды, операнды и другие данные, можно передавать и принимать в виде одной или нескольких несущих волн.

При чтении и осмыслении содержания этого раскрытия специалист в соответствующей области техники должен понимать способ, которым системная программа может быть запущена со считываемого компьютером носителя в компьютерной системе для выполнения функций, определенных в системной программе. Кроме того, специалист в соответствующей области техники должен понимать различные языки программирования, которые могут использоваться для создания одной или нескольких системных программ, предназначенных для реализации и выполнения способов, раскрытых в этой заявке. Например, программы могут быть структурированы в объектно-ориентированный формат при использовании объектно-ориентированного языка, такого как Ява и Си-плюс-плюс. Согласно другому примеру программы могут быть структурированы в процедурно-ориентированный формат при использовании процедурного языка, такого как ассемблерный или Си. Программные компоненты можно передавать при использовании любого из ряда механизмов, хорошо известных специалистам в соответствующей области техники, таких как интерфейсы прикладных программ или способы передачи данных между процессами, включая дистанционные вызовы процедур. Идеи различных вариантов осуществления не ограничены никаким конкретным языком или средой программирования. Поэтому могут быть реализованы другие варианты осуществления.

Для примера на фиг. 6 представлена структурная схема изделия 600 производства согласно различным вариантам осуществления, такого как компьютер, система памяти, магнитный или оптический диск или некоторое другое устройство хранения данных. Изделие 600 может включать в себя один или несколько процессоров 616, связанных с машинно-доступной средой, такой как запоминающее устройство 636 (например, съемные носители данных), а также любое материальное нетранзиторное запоминающее устройство, включающее в себя электрический, оптический или электромагнитный проводник, несущий соответствующие сведения 638 о программе (например, компьютерные программные инструкции и/или данные), выполнение которой одним или несколькими процессорами 616 в машине (например, в изделии 600) приводит к выполнению любого из действий, описанных применительно к способам из фигур 2 и 5 и системам из фиг. 1, 3 и 4. Процессоры 616 могут представлять собой один или несколько процессоров, поставляемых Intel Corporation (например, семейство процессоров Intel® Core™), компанией AMD (например, процессоры AMD Athlon™) и другими производителями полупроводниковых приборов.

Согласно некоторым вариантам осуществления изделие 600 может содержать один или несколько процессоров 616, связанных с дисплеем 618 для отображения данных, обработанных процессором 616, и/или беспроводной приемопередатчик 620 (например, скважинный телеметрический приемопередатчик) для приема и передачи данных, обработанных процессором.

Система(ы) памяти, включенная в изделие 600, может включать в себя запоминающее устройство 636, содержащее энергозависимую память (например, динамическую оперативную память) и/или энергонезависимую память. Запоминающее устройство 636 может использоваться для сохранения данных 640, обработанных процессором 616, в том числе данных о скорректированных скоростях продольных волн, которые связаны с первой (например, целевой) скважиной, когда нет данных об измеренных скоростях поперечных волн.

Согласно различным вариантам осуществления изделие 600 может содержать связное устройство 622, которое в свою очередь может включать в себя усилители 626 (например, предварительные усилители или усилители мощности) и один или несколько преобразователей 624 (например, передающих и/или приемных устройств, таких как акустические преобразователи). Сигналы 642, принимаемые или передаваемые связным устройством, могут обрабатываться в соответствии со способами, описанными в этой заявке.

Возможны многочисленные варианты изделия 600. Например, согласно различным вариантам осуществления изделие 600 может содержать скважинный прибор, включающий в себя любой один или несколько элементов системы 100, показанной на фиг. 1. Теперь будут описаны некоторые возможные преимущества различных вариантов осуществления, описанных в этой заявке.

На фиг. 7 представлены графики, иллюстрирующие возможные преимущества коррекции скоростей продольных волн согласно различным вариантам осуществления изобретения. График 711 используется в качестве примера для показа, в какой степени различными вариантами осуществления может обеспечиваться более точная оценка порового давления по сравнению с обычными способами.

Во-первых, рассмотрим данные, показывающие значения исходных интервальных времен пробега продольных волн на всем протяжении глубины, представленные на графике 715 для реальной скважины. Соответствующее вычисленное поровое давление (с использованием способа Миллера) показано как нескорректированное, спрогнозированное поровое давление 721 на графике 711.

Во-вторых, рассмотрим данные, показывающие значения скорректированных интервальных времен пробега продольных волн на всем протяжении глубины, показанные на графике 719. Соответствующее вычисленное поровое давление (с использованием способа Миллера) показано как скорректированное, спрогнозированное поровое давление 725 на графике 711.

Как можно видеть на графике 711, величина спрогнозированного порового давления 725 является умеренной на всем протяжении неглубокого интервала скважины (например, от около 6400 до 8900 футов (от около 1951 до 2713 м)). Кроме того, эти значения хорошо согласуются с данными 729 выброса (то есть, с квадратными знаками на графике 711), указывающими на поступление воды, газа, нефти или другого пластового флюида в ствол скважины) на глубоком интервале скважины.

Однако для спрогнозированного порового давления 721, полученного на основании данных о нескорректированных Vp (или временах пробега звуковых продольных волн, взятых непосредственно из каротажной диаграммы), не обеспечивается такой же результат. Например, спрогнозированное поровое давление 721 на неглубоком интервале скважины ниже нормального порового давления, примерно на 8,5 фунт/галлон (1 кг/л). На самом деле значение порового давления на неглубоком интервале должно находиться около нормального значения или даже несколько превосходить его, если исходить из измеренного давления в ближайших соседних скважинах (например, в сланцах Bossier и Haynesville). Поэтому спрогнозированное поровое давление 725 представляет собой лучший результат вычисления по сравнению со спрогнозированным поровым давлением 721, которое основано на нескорректированных данных.

Итак, устройства, системы и способы, раскрытые в этой заявке, при использовании данных о скоростях поперечных волн в соседних скважинах для получения основы для коррелирования скоростей продольных волн в соседних скважинах могут обеспечивать повышенную точность коррекции измеренных скоростей продольных волн в целевой скважине, когда отсутствуют данные о непосредственно измеренных скоростях поперечных волн. Кроме того, прогнозирование порового давления при использовании только данных о зарегистрированных скоростях продольных волн, когда данные о непосредственно измеренных скоростях поперечных волн отсутствуют, может быть более эффективным, поскольку оно может включать в себя анализ порового давления, в частности, для необычных нефтегазоносных зон. Механизмы, описанные в этой заявке, также можно использовать для решения технической проблемы точного прогнозирования порового давления в пластах сланцевого газа. В результате ценность услуг, предоставляемых эксплуатационными/разведочными компаниями, может значительно возрасти.

Сопровождающие чертежи, которые образуют часть описания, приведены для иллюстрации, а не для ограничения конкретных вариантов осуществления, в соответствии с которыми предмет изобретения может быть применен на практике. Показанные варианты осуществления описаны достаточно подробно, чтобы специалисты в соответствующей области техники могли применить на практике идеи, раскрытые в этой заявке. На основании их могут быть получены и использованы другие варианты осуществления, при этом структурные и логические замены и изменения могут быть сделаны без отступления от объема этого раскрытия. Поэтому это подробное описание не следует воспринимать в ограничительном смысле, а объем различных вариантов осуществления должен определяться только прилагаемой формулой изобретения вместе с полным диапазоном эквивалентов, к которым пункты формулы изобретения приписаны.

Такие варианты осуществления предмета изобретения могут обозначаться в этой заявке, индивидуально и/или совместно, термином «изобретение» только для удобства и без предположения преднамеренного ограничения объема этой заявки любым одним изобретением или концепцией изобретения, если фактически раскрыто больше одного. Поэтому, хотя в этой заявке показаны и описаны конкретные варианты осуществления, следует понимать, что любую компоновку, пригодную для решения такой же задачи, можно подставлять в показанные конкретные варианты осуществления. Это раскрытие предполагается охватывающим любую или все модификации или изменения различных вариантов осуществления. Сочетания описанных выше вариантов осуществления и другие варианты осуществления, не описанные конкретно в этой заявке, должны стать очевидными для специалистов в соответствующей области техники при рассмотрении приведенного выше описания.

Реферат раскрытия составлен в соответствии с §1.72(b) раздела 37 свода федеральных правил, в котором от реферата требуется, чтобы он позволял читателю быстро определить сущность технического раскрытия. Предполагается понимание, что он не должен использоваться для интерпретации или ограничения объема или смысла формулы изобретения. Кроме того, в приведенном выше подробном описании можно видеть, что различные признаки группируются вместе в один вариант осуществления для упрощения раскрытия. Этот способ раскрытия не следует интерпретировать как отражающий мысль, что для заявленных вариантов осуществления требуется больше признаков, чем точно перечисленных в каждом пункте формулы изобретения. Точнее, как отражает нижеследующая формула изобретения, предмет изобретения заключает в себе не все признаки одного раскрытого варианта осуществления. Поэтому нижеследующая формула изобретения включена в подробное описание, при этом каждый пункт формулы изобретения действует сам по себе как отдельный вариант осуществления.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении геологоразведочных работ при поиске нефти и газа. Согласно заявленному предложению выполняют измерения скоростей продольных волн в геологическом пласте, окружающем первую скважину, для получения данных об измеренных скоростях продольных волн и для последующего определения скорректированных скоростей продольных волн для первой скважины. Эти скорректированные скорости продольных волн для первой скважины могут быть определены при использовании сочетания данных об измеренных скоростях продольных волн и данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами, а также данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами, получаемых непосредственно на основании данных об измеренных скоростях поперечных волн в соответствующей одной или нескольких вторых скважинах. Затем данные о спрогнозированном поровом давлении для первой скважины могут быть образованы при использовании скорректированных скоростей продольных волн. Технический результат - повышение точности и достоверности получаемых данных. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил.

1. Система для коррекции скоростей продольных волн, содержащая:
корпус, приводимый в движение в первой скважине; и
процессор для приема данных об измеренных скоростях продольных волн, связанных с первой скважиной, для определения скорректированных скоростей продольных волн для первой скважины при использовании сочетания данных об измеренных скоростях продольных волн и данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами, отличными от первой скважины, данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами, получаемых непосредственно на основании данных об измеренных скоростях поперечных волн в соответствующей одной или нескольких вторых скважинах, и для образования данных о спрогнозированном поровом давлении для первой скважины при использовании скорректированных скоростей продольных волн.

2. Система по п. 1, дополнительно содержащая:
акустический датчик, прикрепленный к корпусу, для приема акустических сигналов, связанных с данными об измеренных скоростях продольных волн.

3. Система по п. 2, дополнительно содержащая:
телеметрический передатчик, прикрепленный к корпусу, телеметрический передатчик для передачи данных, связанных с акустическими сигналами, в виде данных об измеренных скоростях продольных волн к наземному оборудованию обработки данных.

4. Система по п. 1, в которой корпус содержит один из спускаемого на кабеле прибора или скважинного прибора.

5. Система по п. 1, в которой процессор размещен в корпусе.

6. Система по п. 1, в которой процессор размещен в наземном оборудовании обработки данных.

7. Реализуемый процессором способ коррекции скоростей продольных волн для выполнения на одном или нескольких процессорах, которые выполняют способ коррекции скоростей продольных волн, содержащий этапы, на которых:
измеряют скорости продольных волн в геологическом пласте, окружающем первую скважину, чтобы получить данные об измеренных скоростях продольных волн;
определяют скорректированные скорости продольных волн для первой скважины, используя сочетание данных об измеренных скоростях продольных волн и данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами, отличными от первой скважины, данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами, получаемых непосредственно на основании данных об измеренных скоростях поперечных волн в соответствующей одной или нескольких вторых скважинах; и
образуют данные о спрогнозированном поровом давлении для первой скважины, используя скорректированные скорости продольных волн.

8. Способ по п. 7, в котором измерение содержит:
прием акустических сигналов в первой скважине из геологического пласта; и
определение данных об измеренных скоростях продольных волн
при использовании скоростей продольных волн, связанных с акустическими сигналами.

9. Способ по п. 7, дополнительно содержащий:
прием исходных данных о скоростях продольных волн и исходных данных о скоростях поперечных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами.

10. Способ по п. 9, в котором определение содержит:
определение данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами при использовании исходных данных о скоростях поперечных волн.

11. Способ по п. 9, в котором определение содержит:
коррелирование данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами, с исходными данными о скоростях продольных волн на всем протяжении глубинной области для получения корреляции.

12. Способ по п. 11, в котором определение содержит:
нахождение уравнения, определяемого корреляцией, при этом уравнение описывает зависимость между данными об измеренных скоростях продольных волн для первой скважины и скорректированными скоростями продольных волн для первой скважины.

13. Способ по п. 9, в котором определение содержит:
определение среднего наклона и среднего отсекаемого отрезка по существу линейной зависимости между скорректированными скоростями продольных волн для первой скважины и данными об измеренных скоростях продольных волн для первой скважины, среднего наклона и среднего отсекаемого отрезка, определяемых зависимостью между исходными данными о скоростях продольных волн и данными о скорректированных скоростях продольных волн, на основании исходных данных о скоростях поперечных волн, связанных с многочисленными скважинами из одной или нескольких вторых скважин.

14. Способ по п. 7, дополнительно содержащий:
регулировку массы бурового раствора для уравновешивания порового давления в геологическом пласте на основании данных о спрогнозированном поровом давлении.

15. Способ по п. 7, дополнительно содержащий:
сохранение скорректированных скоростей продольных волн в таблице.

16. Способ по п. 7, в котором первая скважина и одна или несколько вторых скважин все расположены в одном и том же районе сланцевого пласта.

17. Изделие, включающее в себя машинно-доступный носитель, имеющий инструкции, сохраняемые на нем, в котором доступ к инструкциям приводит к тому, что машина выполняет:
измерение скоростей продольных волн в геологическом пласте, окружающем первую скважину, для получения данных об измеренных скоростях продольных волн;
определение скорректированных скоростей продольных волн для первой скважины при использовании сочетания данных об измеренных скоростях продольных волн и данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами, отличными от первой скважины, данных о скорректированных скоростях продольных волн, связанных с одной или несколькими вторыми скважинами, получаемых непосредственно на основании данных об измеренных скоростях поперечных волн в соответствующей одной или нескольких вторых скважинах; и
образование данных о спрогнозированном поровом давлении для первой скважины при использовании скорректированных скоростей продольных волн.

18. Изделие по п. 17, в котором доступ к инструкциям приводит к тому, что машина выполняет:
передачу данных об измеренных скоростях продольных волн на наземный компьютер.

19. Изделие по п. 17, в котором доступ к инструкциям приводит к тому, что машина выполняет:
опубликование на дисплее данных о спрогнозированном поровом давлении.

20. Изделие по п. 17, в котором доступ к инструкциям приводит к тому, что машина выполняет:
опубликование спрогнозированного нарушения уплотнения или повреждения ствола скважины на основании данных о спрогнозированном поровом давлении.