СИСТЕМЫ И СПОСОБЫ ДЛЯ ОПЕРЕЖАЮЩЕГО ИЗМЕРЕНИЯ УДЕЛЬНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИНФОРМАЦИИ ОПОРНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2017 года по МПК G01V3/26 

Уровень техники изобретения

Настоящее раскрытие относится, в основном, к операциям по бурению скважин и, в частности, к системам и способам для прогнозирования удельного сопротивления с помощью данных опорной скважины.

Современные операции по бурению скважины требуют точного контроля и операций по управлению для того, чтобы направлять скважину в углеводородные формации, одновременно избегая опасных или по-другому нежелательных пластов формации. Такие управляющие операции могут требовать, чтобы скважина начиналась практически по вертикальной траектории, и переходила в горизонтальную траекторию по мере того, как она приближается к границе определенного пласта формации, так, чтобы оказаться в желаемом пласте формации. Инструменты, которые генерируют электромагнитные волны, могут быть использованы для исследования окружающей формации на предмет границ пластов, но на больших расстояниях, вследствие присутствия множества слоев в типичной формации и низкой чувствительности инструментов вдали от скважины, инструменты имеют ограниченную эффективность в определении границ формации. Принимая во внимание ограниченную возможность к искривлению для большинства буровых операций, порядка 10° на 100 футов, недостаток в точном измерении глубоких формаций затрудняет идентификацию границ формации, достаточно быструю, чтобы эффективно привести скважину в желаемый пласт формации.

Описание чертежей

Некоторые конкретные примерные варианты осуществления настоящего раскрытия могут быть поняты при рассмотрении, частично, следующего описания и прилагающихся чертежей.

Фиг. 1A - Фиг. 1C иллюстрируют примерные буровые системы в соответствии с аспектами настоящего раскрытия.

Фиг. 2 иллюстрирует примерную буровую компоновку в соответствии с аспектами настоящего раскрытия.

Фиг. 3 иллюстрирует примерную систему обработки информации в соответствии с аспектами настоящего раскрытия.

Фиг. 4 иллюстрирует примерный инверсный способ в соответствии с аспектами настоящего раскрытия.

Фиг. 5 иллюстрирует примерный инверсный способ в соответствии с аспектами настоящего раскрытия.

Фиг. 6 иллюстрирует примерный профиль удельного сопротивления для опорной скважины и текущей скважины как функции от глубины скважины в соответствии с аспектами настоящего раскрытия

Фиг. 7 иллюстрирует исходные данные измерений из текущей скважины и опорной скважины в соответствии с аспектами настоящего раскрытия.

Фиг. 8 иллюстрирует комбинированные инвертированные профили по ходу движения и вокруг как функцию от положения долота, в соответствии с аспектами настоящего раскрытия.

Несмотря на то что варианты осуществления настоящего раскрытия были изображены, описаны и определены со ссылкой на примерные варианты осуществления раскрытия, такие ссылки не накладывают ограничений на раскрытие, и такие ограничения не предполагаются. Предмет раскрытия допускает значительные модификации, изменения и эквиваленты по форме и функции, как это станет понятным специалистам в данной области техники, имеющим преимущества настоящего раскрытия. Изображенные и описанные варианты осуществления этого раскрытия являются только примерами, и не являются исчерпывающим объемом раскрытия.

Подробное описание чертежей

Настоящее раскрытие относится в основном к операциям бурения скважины, и, в частности, к системам и способам измерения удельного сопротивления по ходу движения с помощью информации опорной скважины.

Далее будут подробно описаны иллюстративные варианты осуществления настоящего раскрытия. В интересах наглядности, не все признаки реального воплощения могут быть описаны в этой спецификации. Должно быть оценено, что при разработке любого такого реального варианта осуществления, должны быть приняты многочисленные решения, специфические для варианта осуществления, для достижения конкретных целей варианта осуществления, которые могут меняться от одного варианта осуществления к другому. Более того, должно быть оценено, что такие усилия по разработке могут быть сложными и время затратными, но будут, тем не менее, обычными для специалистов в данной области техники, имеющими преимущество настоящего раскрытия.

Для облегчения лучшего понимания настоящего раскрытия, даны следующие примеры определенных вариантов осуществления. Ни при каких условиях следующие примеры не должны быть прочитаны как ограничения или определения объема раскрытия. Варианты осуществления настоящего раскрытия могут быть применены в горизонтальных, вертикальных, наклонных, многомерных, u-образных соединениях, пересечениях, обходных (пробуренных на средней глубине вокруг прихваченного в скважине инструмента и обратно в скважину ниже), или по-другому нелинейных скважинах в подземной формации любого типа. Варианты осуществления могут быть применены в нагнетательных скважинах, добывающих скважинах, включающих в себя скважины по добыче природных ресурсов, таких как сероводород, углеводороды или геотермальные скважины, а также при создании скважин туннелей для пересечения реки и других туннельных скважин для конструкций вблизи поверхности земли, или при бурении u-образных трубопроводов, используемых для транспортировки флюидов, таких как углеводороды. Не предполагается ограничений описанных ниже вариантов осуществления с одним способом реализации.

В соответствии с аспектами настоящего раскрытия, здесь описаны системы и способы для получения глубинных измерений удельного сопротивления. Способ может включать в себя получение первых исходных измерений из первой скважины в формации. Первая скважина может включать в себя, например, опорную скважину, используемую для исследования формации. Способ может дополнительно включать в себя получения вторых исходных измерений от буровой компоновки во второй скважине. В определенных вариантах осуществления, буровая компоновка может включать в себя буровое долото и компоновку для измерения во время бурения (MWD) или компоновку для каротажа во время бурения (LWD), и может одновременно бурить вторую скважину. Вторые исходные измерения могут быть получены из MWD/LWD компоновки или другого подобного инструмента, как это будет описано ниже. То есть, как это будет описано ниже, вторые исходные измерения могут соответствовать части формации впереди и вокруг бурового долота. Первые исходные измерения и вторые исходные измерения могут быть обработаны, и первые обработанные исходные измерения и вторые обработанные исходные измерения могут быть сопоставлены для определения характеристик формации. Как будет описано ниже, сопоставляя вторые обработанные исходные измерения и первые обработанные исходные измерения, которые могут содержать данные исследования, например, точность глубинных измерений может быть увеличена, обеспечивая больший запас времени для управления буровой компоновкой. Способ может дополнительно включать в себя изменение рабочих условий буровой компоновки на основании, по меньшей мере, частично, характеристик формации. Как будет описано ниже, измерение рабочих условий может включать в себя отклонение траектории буровой компоновки от вертикали или остановку буровой компоновки для того, чтобы избежать проникновения за нежелательные границы формации.

В соответствии с аспектами настоящего раскрытия, здесь будет описан другой способ для получения глубинных измерений удельного сопротивления. Способ может включать в себя получение первых исходных измерений из первой скважины в формации. Первая скважина может содержать, например, опорную скважину, используемую для исследования формации. Способ может дополнительно включать в себя получение вторых исходных измерений из буровой компоновки, расположенной во второй скважине. В определенных вариантах осуществления, буровая компоновка может содержать буровое долото и компоновку для измерения во время бурения (MWD) или компоновку для каротажа во время бурения (LWD), и может одновременно бурить вторую скважину. Вторые исходные данные могут быть получены из MWD/LWD компоновки, или другого похожего инструмента, как это будет описано ниже. То есть, как это будет описано ниже, вторые исходные измерения могут соответствовать части формации впереди и вокруг бурового долота. Вторые исходные измерения могут быть обработаны и инвертированы во второй набор инвертированных параметров. Второй набор инвертированных параметров может быть затем сопоставлен с первым набором инвертированных параметров, которые могут соответствовать первым исходным измерениям, для определения характеристик формации. Как будет описано ниже, при использовании первого и второго наборов инвертированных параметров, точность глубинных измерений может быть увеличена, обеспечивая больший запас времени для управления буровой компоновкой. Способ может дополнительно включать в себя изменение рабочих условий буровой компоновки на основании, по меньшей мере, частично, характеристик формации.

Фиг. 1A - Фиг. 1C показывают примерную буровую систему 100 в соответствии с аспектами настоящего раскрытия. Буровая система 100 включает в себя буровую установку 101, смонтированную на поверхности 103 и расположенную над скважиной 109 в подземной формации 104. Буровая компоновка 190, включающая в себя буровую колонну 110 и компоновку 111 низа буровой колонны (КНБК), может быть подсоединена к установке 101, размещена в скважине 109 и может выполнять бурение. КНБК 111 может содержать, например, буровое долото 112 и измерительную или каротажную секцию 113, содержащую множество измерительных или каротажных устройств, и другие механические элементы, такие как буровой мотор, который будет описан ниже. Измерительные или каротажные устройства могут содержать инструмент для измерения удельного сопротивления с множество передатчиков и приемников, которые излучают электромагнитное поле 114/115 в формацию 104 для определения удельного сопротивления формации. Часть 114 электромагнитного поля 114/115 может быть излучена перед буровым долотом 112, и часть 115 электромагнитного пол 114/115 может быть излучена в радиальном направлении вокруг бурового долота 112. Электромагнитное поле и чувствительность системы могут простираться в радиальном направлении вокруг КНБК 111 и бурового долота 112, а также в осевом направлении перед буровым долотом 112, в часть формации 104, которая еще не была пройдена буровой компоновкой 190.

Буровая система 100 может дополнительно содержать скважину 105. Скважина 105 может содержать, например, опорную скважину, используемую для исследования и каротажных операций, добывающую скважину, которая была ранее использована для определения данных формации, соответствующих формации 104, или скважины, которая бурится в настоящий момент и в которой размещены буровая колонна с КНБК. Скважинный инструмент 107 может быть размещен в скважине 105 с помощью кабеля 106, или с помощью буровой компоновки, аналогичной компоновке 190, размещенной в скважине 109. Скважинный инструмент 107 может содержать инструмент для измерения удельного сопротивления, который излучает электромагнитное поле 108 в формацию 104 для определения удельного сопротивления формации. В определенных вариантах осуществления, скважинный инструмент 107 может быть выполнен аналогично измерительной или каротажной секции 113 в буровой компоновке 190. Электромагнитные поля 108 и 114/115, излученные обеих скважин, могут иметь одинаковые частоту и разрешение, так что данные измерений, полученные из обеих скважин, могут быть сопоставлены непосредственно, без необходимости быть инвертированными, как это будет описано ниже.

В определённых вариантах осуществления, исходные измерения могут быть получены из скважины 105 и скважины 109. Исходные измерения из скважины 105 могут содержать напряжение в формации, наведенное излученным электромагнитным полем 108. Исходные измерения из скважины 109 могут содержать напряжение в формации, наведенное излученным электромагнитным полем 114/115. Обычно исходные измерения могут содержать, по меньшей мере, одно из напряжения, амплитуды или фазы, или любую их линейную функцию, которые берутся непосредственно из скважинных инструментов/буровой компоновки, а не путем инвертирования данных, как это описано ниже. В определенных вариантах осуществления, исходные измерения могут быть получены из скважинного инструмента, расположенного в скважине 105, такого как скважинный инструмент 107. Скважинный инструмент 107 может иметь множество различных конфигураций. Например, в определенных вариантах осуществления, как можно видеть на фиг. 1B, скважинный инструмент 107 может быть инструментом с большим радиусом действия, размещенным в скважине 105. Электромагнитное поле 108, излученное скважинным инструментом 107, может отличаться большой глубиной исследования, и тем самым, обеспечивать большую часть информации об окружающей формации 104, но не может точно различать тонкие слои формации. В определенных вариантах осуществления, как можно видеть на фиг. 1B, скважинный инструмент 107 может быть выполнен аналогично измерительной или каротажной секции 113 буровой компоновки 190, размещенной в скважине 109. То есть скважинный инструмент 107 может иметь конфигурацию датчиков и разрешение измерения, аналогичные каротажной секции 113, позволяя сопоставлять исходные измерения без инвертирования для увеличения точности на большом расстоянии, уменьшая, тем самым, интенсивность вычисления по интерпретации измерений на большом расстоянии.

В определенных вариантах осуществления, как можно видеть на фиг. 1C, скважинный инструмент 107 может содержать инструмент малого радиуса действия, с излучаемым электромагнитным полем 108, отличающимся глубиной исследования меньшей, чем глубина исследования инструмента с большим радиусом действия, повышая различение тонких слоев формации. В определенных вариантах осуществления, измерения с большим и малым радиусом действия могут быть получены с использованием одного инструмента с множество датчиков. В определенных вариантах осуществления могут быть использовано несколько скважинных инструментов. То есть, если конфигурация и разрешение датчика не являются аналогичными измерительной или каротажной секции 113 буровой компоновки 190 в скважине 109, исходные измерения из скважины 105 могут быть сопоставлены с исходными измерениями из скважины 109 после процесса инвертирования, который будет объяснен ниже. То есть путем процесса инвертирования, измерения и малого и большого радиусов действия могут быть встроены в исходные измерения и использованы для увеличения точности определения измерений по ходу движения, независимо от конфигурации измерительного устройства 158.

Возвращаясь к фиг. 1A, исходные измерения, полученные из скважины 109 могут содержать напряжение в формации 104, наведенное электромагнитным полем 114/115. Как описано выше, из-за того, что часть 114 электромагнитного поля 114/115 излучается в радиальном направлении от бурового долота 112 и часть 115 электромагнитного излучения 114/115 излучается перед буровым долотом 112, вторые исходные измерения могут соответствовать части формации перед и вокруг бурового долота 112. В определенных вариантах осуществления, буровая компоновка 190 может содержать измерительное устройство с подсоединенными к нему, по меньшей мере, с одним передатчиком и, по меньшей мере, одним приемником, размещенное на инструменте в измерительной или каротажной секции 113 или отдельно от секции 113, для излучения электромагнитного поля 114/115 в формацию и получения исходных измерений из формации.

Буровая компоновка 190 может передавать исходные измерения управляющему блоку 102, расположенному на поверхности 103. Исходные измерения могут быть переданы, например, через телеметрическую систему или проводные линии. Аналогично исходные измерения из скважинного инструмента 107 могут быть переданы непосредственно управляющему блоку 102, или могут быть получены в управляющем блоке 102 в некоторый момент времени после измерения данных формации/данных исследования. Управляющий блок 102 может содержать систему обработки информации.

Скважина 105 и скважина 109 может проникать в формацию 104, которая может содержать пласты 150-153. Каждый из пластов 150-153 может иметь различные значения удельного сопротивления R1, R2, R3 и R4 соответственно, которые зависят от состава формации. Пласт 152 может быть углеводородным слоем, в котором скважина 109 должна направляться. В определенных вариантах осуществления, может потребоваться пробурить скважину 109 вдоль траектории 116, и закончить ее в пласте 152. Для того чтобы привести буровую компоновку в пласт 152, необходимо как можно раньше узнать точное местоположение границы 170 между пластами 151 и 152, принимая во внимание ограниченные возможности по искривлению траектории буровой компоновки, порядка 10° на 100 футов. В определенных вариантах осуществления, исходные измерения из скважинного инструмента 107 могут быть использованы как изначальный источник информации. Например, исходные измерения могут быть использованы для создания модели формации до бурения, или могут быть инвертированы системой обработки информации, такой как управляющий блок 102, и использованы для идентификации определенных характеристик формации до того, как буровое долото достигнет целевых формаций. Характеристики формации могут включать в себя, общее удельное сопротивление формации, горизонтальное удельное сопротивление формации, вертикальное удельное сопротивление формации, положения слоя пласта формации, толщины слоя пласта формации, и углы наклона слоя пласта формации, но не ограничены ими. Также, данные формации могут содержать данные общего исследования о формации 104, включая в себя плотность формации, акустические измерения, измерения гамма-каротажа, и так далее.

Фиг. 2 иллюстрирует примерную буровую компоновку 200. Буровая компоновка 200 может относиться к буровой компоновке 190, и представляет собой один пример конфигурации буровой компоновки в соответствии с аспектами представленного раскрытия. Буровая компоновка 200 включает в себя буровое долото 203 и, по меньшей мере, один передатчик и, по меньшей мере, один приемник в форме матрицы 201 передатчиков и матрицы 202 приемников. Для увеличения глубины измерения, передатчики 201 и приемники 202 могут быть расположены на расстоянии 10-200 футов друг от друга в радиальном направлении, поскольку глубина обнаружения превышает радиальное расстояние приблизительно в два раза. В определенных вариантах осуществления, передатчики 201 и приемники 202 могут содержать антенны или электроды. Для максимизации глубины измерения по ходу движения бурового долота 203, по меньшей мере, один из передатчиков 201 или приемников 202 может быть целесообразно размещен как можно ближе к буровому долоту 203. Это может включать в себя размещение, по меньшей мере, одного из передатчиков 201 или приемников 202 на буровом моторе 204, который обычно располагается около бурового долота 203. Для индукционных измерений, передатчики 201 и приёмники 202 могут быть наклонной рамочной антенной, которая намотана в одном или более углублений в буровой компоновке 200, образуя магнитные диполи. Витки могут быть наклонены, например, для фокусирования электромагнитного поля вокруг буровой компоновки 200 или перед буровой компоновкой 203.

На фиг. 3 показана блок-схема примерной системы 300 обработки информации. Системы обработки информации, подобные системе 300 обработки информации, могут быть использованы в виде управляющего блока 102 на фиг. 1. Процессор или ЦПУ 301 систем 300 обработки информации может быть коммуникационно подсоединен к контроллеру-концентратору памяти или северному мосту 302. Контроллер-концентратор 302 памяти может быть подсоединен к памяти 303 произвольного доступа (RAM) и узлу 304 обработки графики. Контроллер-концентратор 302 памяти может быть также подсоединен к контроллеру-концентратору ввода/вывода или южному мосту 305. Концентратор 305 ввода/вывода может быть подсоединен к элементам хранения компьютерной системы, включающим в себя элемент 306 хранения, который может включать в себя флэш-память, которая включает в себя базовую систему ввода/вывода (BIOS) компьютерной системы. Концентратор 305 ввода/вывода может быть также подсоединен к жесткому диску 307 компьютерной системы. Жесткий диск 307 может быть выполнен в виде материального компьютерно-читаемого носителя, который содержит набор инструкций, которые, будучи выполненными процессором 301, заставляют систему 300 обработки информации выполнять заранее определенный набор операций. Например, в соответствии с определенными вариантами осуществления настоящего раскрытия, и как будет обсуждаться ниже, жесткий диск 307 может содержать инструкции, которые при выполнении заставляют ЦПУ 301 получать первые и вторые исходные измерения и выполнять сложные вычисления на основании исходных измерений, включающие в себя сопоставление исходных измерений для определения характеристик формации. Инструкции могут дополнительно заставить ЦПУ 301 изменять рабочие условия буровой компоновки.

В определенных вариантах осуществления, концентратор 305 ввода/вывода может быть также подсоединен к суперчипу 308 ввода/вывода, которые сам подсоединен к нескольким портам ввода/вывода компьютерной системы, включающим в себя клавиатуру 309, мышь 310, и один или более параллельных портов. Суперчип 308 ввода/вывода может быть дополнительно подсоединен к карте сетевого интерфейса 311. Система 300 обработки информации может принимать первые и вторые данные формации через карту сетевого интерфейса 311, для обработки или хранения на локальном устройстве хранения, таком как жесткий диск 307. В определенных вариантах осуществления, первые и вторые исходные данных могут быть получены процессором и сохранены на выделенном устройстве хранения большого объема (не показано).

Фиг. 4 иллюстрирует примерную схему обработки, которая может использовать исходную информацию из скважины 105 с измерениями из скважины 109, полученными буровой компоновкой 109, для улучшения глубины и точности "опережающих" измерений. Схема 400 обработки может быть реализована в системе обработки данных, которая может включать в себя набор инструкций, которые при выполнении процессором системы обработки данных будут заставлять систему обработки данных выполнять некоторые или все этапы. Этап 401 может содержать прием первых исходных измерений из первой скважины в формации, такой как скважина 105 на фиг. 1. Этап 402 может содержать получение вторых исходных измерений из буровой компоновки, размещенной во второй скважине, такой как буровая компоновка 190 в скважине 109 на фиг. 1. В определенных вариантах осуществления, и первые исходные измерения и вторые исходные измерения могут быть обработаны на этапах 403 и 404, соответственно, до того, как появится какая-либо корреляция данных. Например, обработка может включать в себя получение исходных измерений из скважины, синтезирование сигналов, соответствующих типу датчика и его размещению, фильтрацию различных шумов и ошибочных срабатываний, конвертацию сигналов в полярную или реальную/мнимую формы, амплитудно/фазовую форму, и нормализацию сигналов.

На этапе 405 первые обработанные исходные данные и вторые обработанные исходные данные могут быть сопоставлены. Измерения могу быть сопоставлены с использованием разницы между двумя логами, такими как глубина, удельное сопротивление, разрешение, толщина слоя и/или угол наклона. Сопоставление по глубине может быть выполнено путем выравнивания одинаковых паттернов в удельном сопротивлении, или любом другом логе, относительно глубины. Сопоставление по удельному сопротивлению может быть выполнено сначала путем идентификации общих границ слоев в этих двух логах, и затем корректировкой удельного сопротивления в каждой границе в одном логе, чтобы оно соответствовало удельному сопротивлению в другом логе. Сопоставление по разрешению или углу наклона может быть выполнено сначала путем получения профиля удельного сопротивления из одного из логов, и затем выполнения моделирования для получения результатов с измерительным инструментов в другом логе. Сопоставление по разрешению может быть также выполнена путем применения фильтра, который скорректирован для сопоставления вертикального разрешения или глубины исследования логов. Сопоставление по ширине слоя выполняется путем замещения толщин слоев в одном логе толщинами соответствующих слоев из другого лога, сохраняя удельное сопротивление тем же самым. Аналогично сопоставление может включать в себя сочетание некоторых или всех схем сопоставления, описанных выше. В определенных вариантах осуществления, инструмент большого радиуса действия может быть запущен в опорной скважине для целей сопоставления, что может дать более надежную привязку для операции отслеживания. Однако, если скважинный инструмент или буровая компоновка отличаются по конфигурации, глубине, удельному сопротивлению, разрешению, толщине слоя и/или углу наклона, первые данные формации могут быть сопоставлены со вторыми данными формации.

На этапе 406 первые и вторые обработанные исходные измерения могут быть сопоставлены с данными общего исследования формации из других источников. Этап 406 может также включать в себя применение интерполяций для сопоставления данных для идентификации положения 407 скважинного инструмента в опорной скважине, такого как инструмент 107 в скважине 105, во время сбора первых данных формации. Этап 408 может содержать применение интерполяций для численной инверсии 409 первых исходных измерений или первых обработанных исходных измерений, и идентифицированного положения 407 скважинного инструмента для получения предсказанных характеристик 410 формации. В определенных вариантах осуществления, предсказанные характеристики формации из инверсных вычислений могут включать в себя, фактическое удельное сопротивление, горизонтальное удельное сопротивление, вертикальное удельное сопротивление, положение пластов формации, и углы наклона пластов формации, но не ограничены ими. В определенных вариантах осуществления, численная инверсия 409 первых исходных измерений или первых обработанных исходных измерений может включать в себя значения, одинаковые с предсказанными характеристиками 410 формации, но значения численной инверсии 409 могут быть основаны только на первых исходных измерениях. После того, как предсказанные характеристики 410 формации были определены, условия работы буровой компоновки могут быть изменены на основании, по меньшей мере, частично, одной характеристики формации. В определенных вариантах осуществления, изменение условий работы может включать в себя изменение направления бурения, так что это заставит буровую компоновку отклоняться от вертикальной траектории; останавливать скважину в пределах желаемого пласта; удержание скважины в пределах заданного расстояния от ближайших слоев; и остановку буровой компоновки до того, как она пройдет в нежелательный пласт.

Фиг. 5 иллюстрирует другую примерную схему обработки в соответствии с аспектами настоящего раскрытия. Подобно схеме обработки, показанной на фиг. 4, схема обработки на фиг. 5 может быть реализована в системе обработки информации, которая может включать в себя набор инструкций, которые при выполнении процессором системы обработки информации заставляют систему обработки информации выполнять некоторые или все этапы. В отличие от фиг. 4, где вторые исходные измерения не являются инвертированными как часть схемы обработки, схема на фиг. 5 инвертирует вторые исходные измерения (которые могут быть обработаны до инвертирования) 501 на этапе 502, принимая во внимание библиотеку базы 503 данных существующих данных исследований и прямую модель 504 формации. Как можно видеть, инверсия 502 может создавать второй набор инвертированных параметров 505. горизонтальное удельное сопротивление формации, вертикальное удельное сопротивление формации, положения слоя пласта формации, толщины слоя пласта формации, и углы наклона слоя пласта формации, но не ограничены ими. Инверсия 502 может также генерировать параметры 506 скважины или траектории скважины, которые могут быть поданы обратно в алгоритм инверсии для улучшения результатов.

Второй набор инвертированных параметров 505 может быть затем сопоставлен и интерполирован на этапе 508 с первым набором инвертированных параметров 507, которые соответствуют первым исходным измерениям из опорной скважины. Сопоставление может быть выполнено в сочетании измерений по глубине, удельному сопротивлению, разрешению, толщине слоя и/или углу наклона. В определенных вариантах осуществления, второй набор инвертированных параметров 505 и первый набор инвертированных параметров 507 может включать в себя различные определения для одних и тех же характеристик формации: полное удельное сопротивление, горизонтальное удельное сопротивление, вертикальное удельное сопротивление, положение пластов формации, и углы наклона пластов формации. Сопоставление и интерполяция на этапе 508 может создавать значения 510 предсказанных характеристик формации, которые затем могут быть использованы для измерения условий работы буровой компоновки, и в качестве входных данных для алгоритма инверсии для улучшения точности инверсии. В определенных вариантах осуществления, несмотря на то, что ожидается получить меньшую глубину исследования, меньший диапазон и потенциально меньшее разрешение, второй набор инвертированных параметров 505 может быть также использован для изменения условий работы буровой компоновки.

Фиг. 6 показывает примерные профили удельного сопротивления для опорной скважины (a) и текущей скважины (b) как функцию от глубины скважины, с переходом от 1 до 20 Ом*м. Профили удельного сопротивления могут быть основаны на исходных измерениях из опорной скважины и текущей скважины, как это проиллюстрировано на фиг. 7. То есть исходные измерения показаны в логарифмической форме с реальными и мнимыми компонентами наведенного напряжения. Как можно видеть на чертежах, одинаковые значения удельного сопротивления могут быть найдены в каждом слое, но толщина слоя изменяется, в соответствии с пластом, проиллюстрированном на фиг. 1. Инструменты большого и малого радиуса действия использовались в опорной скважине. Показанная координата Z означает глубину/положение передатчика, который находится в непосредственной близости от бурового долота. Фиг. 8 показывает комбинированный вид опережающего и окружающего инвертированных профилей (ось y) как функцию от положения бурового долота (ось x), и иллюстрирует использование опорной скважины для лучшего определения углов наклона, глубины и удельного сопротивления формации.

Таким образом настоящее раскрытие хорошо адаптировано для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также тех, которые присущи им. Конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее раскрытие может быть изменено или использовано различными, но эквивалентными способами, понятными специалистам в данной области техники, имеющими преимущества изложенного здесь. Более того, для подробностей, показанных здесь конструкции и дизайна не подразумевается ограничений, отличных от описанных в формуле изобретения ниже. Поэтому очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, могут быть изменены или модифицированы, и все такие вариации рассматриваются в объеме и сущности настоящего раскрытия. Также, термины в формуле изобретения имеют свой однозначный, простой смысл, пока другое не будет явно и четко определено заявителем. Использование единственного числа, как это используется в формуле изобретения, определены здесь для обозначения одного или более одного элемента, которые они вводят.

Изобретение относится к геофизическим измерениям в процессе бурения скважин. Сущность: способ включает получение первых данных формации из первой скважины в формации, получение вторых данных формации из буровой компоновки, размещенной во второй скважине. Буровая компоновка может содержать буровое долото и компоновку для измерения во время бурения (MWD) или компоновку для каротажа во время бурения (LWD), и может выполнять бурение второй скважины. Вторые данные формации соответствуют части формации перед и вокруг бурового долота. Первые данные формации и вторые данные формации сопоставляют для идентификации характеристик формации. Изменяют рабочие условия буровой компоновки на основании, по меньшей мере, частично, предсказанных характеристик формации. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.

1. Способ получения глубинных измерений удельного сопротивления, содержащий этапы, на которых:

получают первые исходные измерения из первой скважины в формации;

получают вторые исходные измерения из буровой компоновки, размещенной во второй скважине в формации, причем буровая компоновка содержит буровое долото, и причем вторые исходные измерения соответствуют части формации, находящейся впереди и вокруг бурового долота;

обрабатывают первые исходные измерения и вторые исходные измерения;

сопоставляют первые обработанные исходные измерения со вторыми обработанными исходными измерениями для идентификации предсказанных характеристик формации перед буровым долотом;

изменяют рабочие условия буровой компоновки на основании, по меньшей мере, частично, предсказанных характеристик формации.

2. Способ по п. 1, в котором этап обработки первых исходных измерений и вторых исходных изменений содержит, по меньшей мере, один из этапов, на которых:

обрабатывают первые исходные измерения и вторые исходные измерения с учетом типа датчика и его размещения;

фильтруют первые исходные измерения и вторые исходные измерения от различного шума и ошибочных условий;

конвертируют первые исходные измерения и вторые исходные измерения в полярные или реальные/мнимые формы; и

нормализуют первые исходные измерения и вторые исходные измерения.

3. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этап, на котором сравнивают первые обработанные исходные измерения и вторые обработанные исходные измерения, если скважинный инструмент, использованный для получения первых исходных измерений из первой скважины, отличается от буровой компоновки, по меньшей мере, в одном из конфигурации датчика, глубины, удельного сопротивления, разрешения, толщины слоя и/или угла наклона.

4. Способ по п. 1, в котором этап изменения рабочих условий буровой компоновки содержит, по меньшей мере, один из этапов, на которых отклоняют буровую компоновку от вертикальной траектории, останавливают в слое формации, поддерживают определенную дистанцию от слоя формации, или останавливают буровую компоновку.

5. Способ по п. 1, в котором предсказанные характеристики формации содержат, по меньшей мере, фактическое удельное сопротивление формации, горизонтальное удельное сопротивление формаций, вертикальное удельное сопротивление формации, положения слоя пласта формации, и углы наклона слоя пласта формации.

6. Способ по п. 2, в котором этап, на котором сопоставляют первые обработанные исходные измерения и вторые обработанные исходные изменения для идентификации предсказанных характеристик формации перед буровым долотом, содержит этапы, на которых:

определяют положение скважинного инструмента в первой скважине на основании, по меньшей мере, частично, сопоставленных первых и вторых обработанных исходных измерений; и

идентифицируют предсказанные характеристики формации с использованием положения и численной инверсии первых обработанных исходных измерений.

7. Способ по любому из пп. 1-6, в котором буровая компоновка содержит подсоединенные к ней, по меньшей мере, один передатчик и, по меньшей мере, один приемник.

8. Способ по любому из пп. 1-6, в котором первые исходные измерения и вторые исходные измерения содержат первое и второе наведенные напряжения, соответственно.

9. Способ получения глубинных измерений удельного сопротивления, содержащий этапы, на которых:

получают первые исходные измерения из первой скважины в формации;

получают вторые исходные измерения из буровой компоновки, размещенной во второй скважине в формации, причем буровая компоновка содержит буровое долото, и причем вторые исходные измерения соответствуют части формации, находящейся впереди и вокруг бурового долота;

обрабатывают первые исходные измерения и вторые исходные измерения;

инвертируют первые обработанные исходные измерения для получения первого набора инвертированных параметров;

инвертируют вторые обработанные исходные измерения для получения второго набора инвертированных параметров;

сопоставляют второй набор инвертированных параметров с первым набором инвертированных параметров для идентификации предсказанных характеристик формации перед буровым долотом;

изменяют рабочие условия буровой компоновки на основании, по меньшей мере, частично, предсказанных характеристик формации.

10. Способ по п. 9, в котором этап обработки вторых исходных измерений содержит, по меньшей мере, один из этапов, на которых:

обрабатывают вторые исходные измерения с учетом типа датчика и его размещения;

фильтруют вторые исходные измерения от различного шума и ошибочных условий;

конвертируют вторые исходные измерения в полярные или реальные/мнимые формы; и

нормализуют вторые исходные измерения.

11. Способ по п. 9, в котором первые исходные измерения включают в себя значения с первой глубины исследования и второй глубины исследования, которая является меньшей, чем первая глубина исследования.

12. Способ по п. 9, в котором этап изменения рабочих условий буровой компоновки содержит, по меньшей мере, один из этапов, на которых отклоняют буровую компоновку от вертикальной траектории, останавливают в слое формации, поддерживают определенную дистанцию от слоя формации, или останавливают буровую компоновку.

13. Способ по п. 9, в котором предсказанные характеристики формации содержат, по меньшей мере, фактическое удельное сопротивление формации, горизонтальное удельное сопротивление формации, вертикальное удельное сопротивление формации, положения слоя пласта формации и углы наклона слоя пласта формации.

14. Способ по п. 9, в котором этап инвертирования вторых обработанных исходных измерений для формирования второго набора инвертированных параметров содержит этапы, на которых:

принимают вторые обработанные исходные измерения; и

инвертируют вторые обработанные исходные измерения на основании, по меньшей мере, частично, библиотеки базы данных и прямой модели.

15. Способ по п. 9, в котором второй набор инвертированных параметров содержит значение удельного сопротивления формации перед буровым долотом.

16. Способ по любому из пп. 9-15, в котором первые исходные измерения и вторые исходные измерения содержат первые и вторые наведенные напряжения, соответственно.

17. Система для оптимизации глубинных измерений удельного сопротивления, содержащая:

процессор;

устройство памяти, подсоединенное к процессору;

где устройство памяти содержит набор инструкций, которые при выполнении процессором заставляют процессор:

получать первые исходные измерения из первой скважины в формации; получать вторые исходные измерения из буровой компоновки, размещенной во второй скважине в формации, где буровая компоновка содержит буровое долото, и где вторые данные формации соответствуют части формации, находящейся впереди и вокруг бурового долота;

обрабатывать первые исходные измерения и вторые исходные измерения; сопоставлять первые обработанные исходные измерения со вторыми обработанными исходными измерениями для идентификации предсказанных характеристик формации перед буровым долотом;

изменять рабочие условия буровой компоновки на основании, по меньшей мере, частично, предсказанных характеристик формации.

18. Система по п. 17, в которой набор инструкций, выполняемых процессором, дополнительно заставляет процессор сравнивать первые обработанные исходные измерения и вторые обработанные исходные измерения, если скважинный инструмент, использованный для получения первых исходных измерений из первой скважины, отличается от буровой компоновки, по меньшей мере, в одном из конфигурации датчика, глубины, удельного сопротивления, разрешения, толщины слоя и/или угла наклона.

19. Система по п. 17 или 18, в которой первые исходные измерения и вторые исходные измерения содержат первые и вторые наведенные напряжения соответственно.

20. Система по п. 17 или 18, в которой предсказанные характеристики формации содержат, по меньшей мере, фактическое удельное сопротивление формации, горизонтальное удельное сопротивление формации, вертикальное удельное сопротивление формации, положения слоя пласта формации и углы наклона слоя пласта формации.