ПОСТРОЕНИЕ ИЗОБРАЖЕНИЙ ПЛАСТОВ ЗВУКОВОЙ ВОЛНОЙ Российский патент 2019 года по МПК G01V1/44 E21B47/00 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ

Настоящая заявка испрашивает преимущество и приоритет согласно заявке на патент США №61/893431, поданной 21 октября 2013, содержание которой полностью включено в настоящую заявку посредством ссылки.

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Эффективность разведки и добычи углеводородов зависит от способности идентифицировать и дифференцировать зоны или пласты, содержащие значительные объемы углеводородов. Например, в нетрадиционных ресурсах, таких как сланцы, оценка местоположения и протяженности играет важную роль в планировании и проведении операций, таких как бурение и гидравлический разрыв пласта.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается способ оценки характеристик формации (толщи пород), включающий в себя: размещение прибора акустического каротажа в буровой скважине в формации, включающего в себя многоэлектродный генератор звуковых колебаний и по меньшей мере один многоэлектродный приемник звуковых колебаний; передачу звуковых сигналов в буровую скважину, генерированных по меньшей мере одной объемной звуковой волной, распространяющейся из буровой скважины в зону дальнего поля пласта (формации); измерение отраженных сигналов, включающих в себя объемные волны, отраженные от отражающих границ (границ слоев с различными упругими свойствами) в зоне дальнего поля пласта; определение отражающей границы в пласте и характеристик отражения (качественных признаков отраженной волны), связанных с отражающей границей; оценивание, по меньшей мере, толщины или горизонтальной протяженности слоя углеводородного пласта на основе отраженных сигналов и характеристик отражения, и оценивание концентрации углеводородов слоя углеводородного пласта на основе характеристик отражения.

Также предлагается система для оценки характеристик формации, включающая прибор акустического каротажа, размещаемый в стволе скважине в формации и процессор. Прибор акустического каротажа включает в себя многоэлектродный генератор звуковых колебаний и по меньшей мере один многоэлектродный приемник звуковых колебаний; генератор осуществляет передачу звуковых сигналов в буровую скважину, генерированных по меньшей мере одной объемной звуковой волной, распространяющейся из буровой скважины в зону дальнего поля пласта. Процессор осуществляет прием данных измерений на основе принятых отраженных сигналов, включающих в себя объемные волны, отраженные от отражающих границ в зоне дальнего поля пласта; определяет отражающую границу в пласте и характеристики отражения, связанные с отражающей границей; оценивает, по меньшей мере, толщину или горизонтальную протяженность слоя углеводородного пласта на основе отраженных сигналов и характеристик отражения, и оценивает концентрацию углеводородов в слое углеводородного пласта на основе характеристик отражения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Следующие описания не следует рассматривать как ограничение объема изобретения каким-либо образом. Со ссылкой на прилагаемые чертежи, одинаковые позиции пронумерованы одинаково.

На РИС. 1 представлен вариант осуществления системы для оценки или измерения пласта;

На РИС. 2 представлена блок-схема, иллюстрирующая вариант осуществления способа для оценки характеристик пласта;

На РИС. 3 представлен примерный результат измерений по способу с РИС. 2.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается система и способ оценки характеристик формации, таких как протяженность и характеристические свойства пласта углеводородов. Вариант осуществления способа включает в себя передачу продольных и/или поперечных волн и прием отраженных сигналов от зоны ближнего поля и/или зоны дальнего поля пласта. Отраженные сигналы анализируются с целью определения характеристик пласта или зоны, включая характеристики границ слоев с различными упругими свойствами в пласте и различные свойства пласта или качественные признаки.

Вариант осуществления способа включает в себя передачу звукового сигнала, который генерирует объемную волну, распространяющуюся из буровой скважины. Отраженные объемные волны анализируются для оценки характеристик пласта. Отраженные объемные волны представляют собой продольные и/или поперечные волны. Например, способ включает в себя построение изображений среды методом глубинной поперечной волны (DSW) через обсаженный или открытый ствол скважины путем измерения физических свойств глубинных поперечных волн, отраженных от границ слоев с различными упругими свойствами для определения характеристик пласта и/или оценки объема углеводородов в пласте. Варианты осуществления, описанные здесь, используют построение изображений среды методом отраженной объемной волны для оценки различных параметров, которые важны для успешного определения характеристических свойств пласта, а также могут использоваться в процессах оптимизации завершения скважины и прогноза добычи. Данный анализ используется в одной или нескольких (или всех) фазах, например, во время фазы с открытым стволом, после установки обсадной трубы, после первоначальной интенсификации притока, после некоторого периода добычи или после фазы повторной интенсификации притока. Данный анализ может представлять собой автономный анализ для определенной фазы или осуществляться в комбинации с двумя или более фазами.

В одном из вариантов осуществления, преломленные и поверхностные волны вдоль ствола скважины (в ближней зоне) анализируются наряду с отраженными объемными волнами, обеспечивая построение изображения среды, как ближнего поля, так и дальнего поля.

Результаты построения изображений среды анализируются и/или интерпретируются для оценки пласта и/или характеристических свойств пласта, таких как осадочный слой или слой фаций, исходя из распознавания границ слоев с различными упругими свойствами, которые могут быть использованы для оценки протяженности пласта углеводородов (например, толщина и горизонтальная протяженность). Другие характеристические свойства пласта представляют собой разрывы в земной коре, вдоль которых породы смещены, или трещиноватости, которые могут быть идентифицированы последующими разломами или складками в отражающих границах, а также участки с относительно высокой концентраций углеводородов, выявленных на основе анализа качественных признаков (например, амплитуды отраженной волны) принимаемых сигналов. Принятые сигналы включают в себя объемные волны, отраженные от границ слоев с различными упругими свойствами (например, сигналов продольной объемной волны и/или сигналов глубинной поперечной волны (DSW), а также могут включать в себя преломленные и поверхностные волны, генерированные вдоль и в непосредственной близости от ствола скважины (ближнего поля). Оценка данных параметров приводит к более надежному исполнению энергоемких операций, таких как действия по завершению скважины и интенсификации притока.

В одном варианте осуществления система и способ предназначены для передачи звуковых сигналов в зоны ближнего и дальнего поля пласта по отношению к стволу скважины, где преломленные и поверхностные волны генерируются вдоль ствола скважины (т.е. в ближней зоне), а объемные продольные и поперечные волны передаются дальше в пласт (т.е. дальнее поле). Отраженные волны анализируются или строятся изображения для оценки характеристик и свойств пласта. Данный анализ применим к продольным волнам (т.е. построению изображения среды от продольной волны) и/или к глубинным поперечным волнам, отраженным в дальнем поле (т.е. построение изображений среды методом глубинной поперечной волны (DSWI)). Качественные признаки, такие как амплитуда сигнала, анализируются для выявления и анализа границ слоев с различными упругими свойствами в пласте, а характеристики распространения волн могут быть проанализированы для выявления других свойств пласта. Например, определяется одна или несколько границ слоев с различными упругими свойствами, ставшие причиной контраста акустического импеданса (по отношению к продольным и/или поперечным волнам), идентифицируется и оценивается толщина соответствующего участка пласта или его особенности.

На РИС. 1 представлен примерный вариант осуществления системы 10 для выполнения энергоемких операций, таких как измерение пласта и/или его оценка, добыча углеводородов, завершение скважины и интенсификация притока. Система 10 включает в себя колонну труб 12 в скважине, такую как колонна обсадных труб, сплошную колонну гибких насосно-компрессорных труб, гладкую жилу или другой носитель, размещаемых в скважине 14 и пригодных для опускания инструмента или его составной части в скважину или соединения составной части с поверхностью. Термин "носитель", используемый здесь, означает любой прибор, составную часть прибора, комбинацию приборов, материал или элемент, которые могут применяться для передачи, укрытия, подвески или улучшения использования другого прибора, составной части прибора, комбинации приборов, материала и/или элемента иным образом. Примеры, но не ограничиваясь, носителей, включают в себя: обсадные трубы, каротажные кабели, зонды на кабеле, зонды на талевом канате, инициирующие штанги, внутрискважинные переводники, КНБК, отверстия для гидравлического разрыва пласта и колонны бурильных труб.

В одном варианте осуществления система 10 включает в себя систему измерения и/или мониторинга. Инструмент 16 сбора данных размещается в буровой скважине 14 и продвигается в зону или место, представляющее интерес, внутри пласта 18. Например, буровая скважина 14 включает в себя горизонтальный участок ствола скважины 20, который пробурен ниже или через зону, представляющую интерес, такую как углеводородный ресурс 22 (например, сланцевый слой или зона) или зону предполагаемого нахождения углеводородного ресурса. Инструмент 16 сбора данных излучает измерительный сигнал в углеводородный ресурс 22 (или другую интересующую зону 22) для оценки его свойств. Следует отметить, хотя в описанных здесь вариантах осуществления рассматриваются горизонтальные скважины, но не ограничиваясь, что данное изобретение может использоваться в вертикальных, наклонных скважинах или в скважинах, имеющих любое заданное направление в пласте.

Инструмент 16 сбора данных способен отслеживать и/или собирать данные, связанные с характеристиками пласта. Инструмент 16 размещается внутри скважины с помощью любого подходящего носителя, а может работать в комбинации с другими скважинными и наземными инструментами. В одном варианте осуществления инструмент 16 и/или другие скважинные устройства соединены с ним или несколькими блоками обработки или устройствами, такими как скважинный блок электронных средств 24 и/или наземный блок обработки 26. Устройства обработки предназначены для выполнения различных функций, в том числе прием, хранение, передача и/или обработки данных от инструмента 16. Устройство обработки данных включает в себя любое количество соответствующих составных частей, таких как процессоры, память, устройства связи и источники питания. Связь осуществляется с помощью любой подходящей конфигурации, например, электрический или оптический связи (например, с помощью кабеля связи 28), беспроводной связи и гидроимпульсной телеметрии.

В одном варианте осуществления, инструмент 16 и/или система 10 выполнены для акустического каротажа пласта 18 и/или зоны, представляющей интерес, которая может быть углеводородным ресурсом 22. Инструмент 16 включает в себя: одноэлектродные и/или многоэлектродные генераторы звуковых колебаний 30 (например, двухэлектродные передатчики), излучающие импульсные звуковые волны (называемые также «измерительными сигналами») как правило, в радиальном направлении от генераторов 30. Генераторы, ориентированные в разных направлениях, размещаются в позиции 30. Один или несколько приемников звуковых колебаний 32, например, осевая решетка многоэлектродных приемников 32, размещаются вдоль инструмента 16. В этом варианте осуществления, генераторы 30 излучают измерительные сигналы перпендикулярно по отношению к оси инструмента 16 и участку скважины 20 (например, в направлениях z и/или у, показанных на РИС. 1). Кросс-дипольные генераторы ориентируют сигналы в любом выбранном направлении, исходя из расположения интересующей зоны.

Система 10 включает в себя различные другие компоненты, облегчающие операции по измерению, и/или облегчающие другие сложные операции. Например, система 10 включает в себя насосное устройство 34, находящееся в жидкостном соединении с баком для текучей среды 36 или другим источником текучей среды для циркуляции текучей среды через буровую скважину 14. Наземный блок обработки 26 отслеживает и/или управляет операциями насосного устройства с использованием датчиков, таких как один или несколько датчиков расхода и/или давления 38, расположенных в одной или нескольких зонах, например, в непосредственной близости или внутри насосного устройства 34, на или вблизи устья скважины, и/или в забое скважины. Данная циркуляция осуществляется во время измерения, а также во время дополнительных операций, выполняемых до, во время или после операции измерения. Например, система 10 используется для выполнения буровых работ, операций по интенсификации притока (например, гидравлического разрыва пласта и подачи пара), операций завершения скважины и операций по добыче.

Инструмент 16 оценивает параметры пласта одним или несколькими методами. Такие методы включают в себя одноэлектродные методы, такие как съемка скважинным акустическим методом на отраженных волнах (BARS). Другие методы включают в себя двухэлектродные методы, такие как построение изображений среды методом скрещенных диполей и построение изображений среды методом глубинной поперечной волны (DSWI).

Съемка скважинным акустическим методом на отраженных волнах (BARS) использует одноэлектродный излучатель с азимутальными приемниками для обеспечения чувствительности к направлению воздействия. Одноэлектродный излучатель в скважине воспроизводит несколько типов волн (продольная, поперечная и поверхностная волна). Все эти волны подавляются для просмотра начала сигналов отраженной волны. Одноэлектродные излучатели обычно ограничивают высокой частотой примерно в 10 кГц из-за геометрии приемника азимутального зонда, необходимой для создания направленной чувствительности, которая накладывает серьезные ограничения из-за затуханий в формации, сужая диапазон. Съемка скважинным акустическим методом на отраженных волнах (BARS) использует Р или S волны, генерированные одноэлектродным генератором звуковых колебаний, создающим относительно сложное отраженное волновое поле (Р к Р и P-S, отраженные вдоль с преломлением Р-Р и P-S).

При двухэлектродной конфигурации примерный инструмент 16 использует один или несколько двухэлектродных излучателей, предающих сигнал в пробуренную скважину и пласт. Например, двухэлектродный генератор передает излучение в направлении z и/или у, простирающемся от участка 20 буровой скважины. Как правило, эти двухэлектродные излучатели перпендикулярны друг к другу и имеют конфигурацию, называемую кросс-дипольной конфигурацией, в которой все 4 компонента записываются как (XX, YY, XY и YX). Поскольку ориентация диполей в некоторых случаях может не совпадать с требуемой исходной ориентацией, то собирается дополнительная информация относительно ориентации инструмента, позволяющая выполнить математическое преобразование полученных данных и создание виртуального источника, совпадающего с любой ориентацией. Осуществляется генерирование поперечных упругих волн, обычно способных отражаться и считывать параметры свойств пласта на расстоянии 2-4 фута. Волны, излученные за пределы пробуренной скважины и проникшие далее в пласт, представляют собой объемные волны, которые отражаются обратно в пробуренную скважину и обнаруживаются, как запоздавшие и ослабевшие сигналы относительно отраженных сигналов поперечной упругой волны.

Например, двухэлектродный источник или генератор 30 генерирует два различных типа объемной поперечной волны и продольной волны в пласт. Первая поперечная волна и продольная волна выравниваются относительно двухэлектродного излучателя и поляризуются в направлении "х", а вторая ориентированная поперечная волна поляризуется в направлении "у". Отраженная энергия этих волн дает информацию об особенностях и характеристиках зоны, представляющей интерес, такую как: границы между осадочными слоями или слоями фаций (которые могут быть использованы для оценки толщины пласта углеводородов); малоамплитудные тектонические нарушения; зоны с высоким уровнем концентрации углеводородов и геологические характеристики. В одном варианте осуществления, дополнительная информация, такая как траектория буровой скважины, используется при анализе отраженных волн для определения расположения отражателя в месте выше или ниже буровой скважины. Построение изображений кросс-дипольных данных акустических отражений используется для обнаружения вертикальной и горизонтальной протяженности, а также азимута анизотропии поперечной волны в пласте в зоне ближнего поля (например, в пределах 2-4 футов). Оценочная величина анизотропии дает меру степени трещиноватости, а связанный с ней азимут дает направление.

DSWI использует данные, генерированные кросс-дипольными источниками. Построение изображений среды методом объемной поперечной волны (DSWI) представляет собой метод обработки, использующий объемные поперечные волны, излучаемые в пласт и отражаемые границами слоев с различными упругими свойствами в пласте. "Границы слоев с различными упругими свойствами" относятся к любому признаку или характеристике, которые приводят к отражению объемной поперечной волны обратно к приемникам. Примерными границами слоев с различными упругими свойствами являются осадочные слои или слои фаций, малоамплитудные тектонические нарушения, зоны с различным содержанием углеводородов, природные или интенсифицированные трещиноватости и другие отражающие особенности, являющиеся причиной контраста акустического импеданса.

Сигналы DWSI распространяются на значительное расстояние от генераторов, упомянутое здесь в качестве дальнего поля. Зона дальнего поля обычно простирается на десятки футов от пробуренной скважины и может простираться на 60 футов и далее (например, на 80-90 футов или далее). Эффективная зона построения изображения среды зависит от соотношения сигнал-шум, присутствующего в данных, длительности времени регистрации и угла падения между стволом скважины и отражателем. Анизотропия и азимут используются для оценки места, интенсивности и простирания (азимута) границ слоев с различными упругими свойствами. Данная информация может использоваться для оценки характеристик пласта.

Метод построения изображений среды DSWI обладает только одной прямой волны, которая подлежит подавлению. Кроме того, двухэлектродный излучатель для метода DSWI использует более низкую частоту в 2-3 кГц, допускающую исследования глубокозалегающих пластов. Кроме того, достигается лучший результат при просмотре только отраженных поперечных волн, обладающих большей чувствительностью к трещинам. Таким образом, DSWI допускает построение изображения среды на больших расстояниях, чем при кросс-дипольном или другом методе построения изображений среды.

В одном варианте осуществления, при выполнении DSWI измерений, учитываются различные условия. Например, наличие несжимаемой текучей среды или потока в буровой скважине при проведении DSWI а, если часть буровой скважины, из которой проводятся измерения, имеет обсадную колонну, то обязательно хорошее сцепление цемента с обсадной колонной, так как слабое сцепление цемента с обсадной колонной дает поперечную упругую волну обсадной колонны, которая осложнит и загрязнит пласт "преломленными или поверхностными волнами", а также, возможно, отраженным сигналом объемной поперечной волны. Двухэлектродный источник следует располагать по центру буровой скважины, так как двухэлектродный источник, расположенный не по центру буровой скважины, в которой установлены обсадные трубы, даст дополнительные нежелательные волны, усложняющие анализ.

Помимо глубинных поперечных волн, могут подлежать анализу и качественные особенности продольных объемных волн, отраженных от пласта. Построение изображения среды может осуществляться только с помощью продольных волн или в комбинации со способом DSWI. Диапазоны частот продольных и поперечных волн различаются в зависимости от свойств распространения волн, что позволяет увеличить степень разрешения особенностей отражения пласта, а также свойств пласта. Кроме того, построение изображений среды дальнего поля способом DSWI и/или продольной волной может использоваться в сочетании с построением изображения среды ближнего поля или анализом преломленных или поверхностных волн вдоль буровой скважины.

Как было показано выше, построение изображений среды дальнего поля способом DSWI и/или продольной волной может использоваться для оценки различных параметров пласта, например, характеристических свойств пласта. В одном варианте осуществления, параметры связаны с нетрадиционными ресурсами, такими как сланцы и битуминозные пески. Нетрадиционные ресурсы обычно представляют собой углеводороды (например, природный газ, газовый конденсат и сырая нефть), которые подлежат разработке средствами, не отвечающими критерию традиционной добычи. Такие формации характеризуются пористостью, проницаемостью, миграцией природных флюидов или другими характеристиками, отличными от обычных песчаников и карбонатных продуктивных пластов. Например, углеводородные пласты, которые имеют низкую проницаемость и пористость, и, таким образом, их трудно разрабатывать, можно считать нетрадиционным ресурсом. Стимулирующие методы извлечения, такие как интенсификация трещиноватости и закачка пара, часто используются для увеличения объемов добычи. Примерами нетрадиционных ресурсов являются метан угольных пластов (СВМ), газовые гидраты, сланцевый газ, сланцевая нефть, трещиноватые пласты, газ низкопроницаемых песчаных коллекторов и пески с тяжелой нефтью/битуминозные пески. Хотя варианты параметров, подлежащих оценке, описаны применительно к DSWI, но данные параметры также могут оцениваться с использованием построения изображений среды продольной волной, DSWI или их комбинацией.

Примерные параметры, оцениваемые способом DSWI, включают в себя расположение и протяженность осадочных слоев или слоев фаций, например, границ между кровлей пластов или границ фаций в пласте. Данная информация используется для оценки толщины пластов и/или различных фаций и выявления изменений в фациях. Например, толщина пласта 18 от горизонтального участка буровой скважины 20 оценивается на основе идентификации границы между слоями 18 и/или фациями. Определение фациальных границ слоев с различными упругими свойствами помогает сначала описать их точную горизонтальную протяженность вдоль горизонтальной скважины, а также их толщину. Хорошо известно, что различные характеристики фаций определяют разные параметры продуктивного пласта, которые влияют на добычу. Например, проницаемость и пористость пласта может значительно изменяться в зависимости от фаций. Определение толщины и формы фаций вдоль горизонтальной скважины может использоваться для принятия решений об оптимальном завершении скважины.

Кроме того, разрывы в земной коре, вдоль которых породы смещены, или трещиноватость, простирающиеся от буровой скважины или участка буровой скважины могут быть идентифицированы с использованием данных DSWI. Например, данные DSWI от горизонтального участка буровой скважины могут использоваться для идентификации особенностей, таких как малоамплитудные тектонические нарушения и вертикальных особенностей, идентифицируемых последующими разломами или складками в отражающих границах. "Малоамплитудные тектонические нарушения", как правило, относятся к особенностям, которые не могут быть определены с помощью наземных систем сейсмических измерений. Такие наземные системы обычно работают на частоте порядка 50 Гц (длина волны 100-200 футов), и, таким образом, не могут определить особенности, которые составляют менее одной четверти длины волны. Построение изображений среды DSWI из буровой скважины может использоваться для идентификации таких особенностей, на более высоком диапазоне частот, как правило, 2000-3000 Гц.

Поиск разрывов в земной коре, вдоль которых породы смещены, или трещиноватости, простирающихся от участка буровой скважины, может предоставить такую информацию, как если бы буровая скважина прошла через разрыв в земной коре или трещиноватость. Данная информация представляется полезной, например, для подготовки операций по гидравлическому разрыву пласта, чтобы осуществить гидроразрыв пласта в нужной зоне вокруг буровой скважины и/или исключить применение гидроразрыва пласта в местах разломов.

Другие характеристики, подлежащие оценке способом построения изображений среды DSWI и/или продольной волны, включают «горячие точки» или зоны, имеющие более высокую концентрацию керогена или углеводородов. Более высокие амплитуды отражения обратных сигналов указывают на наличие такой горячей точки. Например, участки с относительно высококонтрастной амплитудой связаны с высоким акустическим импедансом по отношению к продольным и/или поперечным волнам, который связан с зонами высокой концентрации керогена и/или углеводородов.

Оценка данных параметров приводит к более эффективной оценке пластов и более надежным действиям по завершению скважины и интенсификации притока. Например, завершение скважины можно улучшить или оптимизировать за счет более эффективного размещения фаз процесса и групп отверстий, сделанных в обсадной трубе, цементе и формации, через которые жидкость входит в скважину, что влияет на рост добычи. Построение изображений среды DSWI может использоваться для оценки параметров, используемых для определения характеристических свойств пласта в нетрадиционных ресурсах, которые будут влиять на принятие плановых решений по завершению скважины или гидроразрыву пласта для его полного освоения.

Построение изображений среды методом DSWI и оценки, описанные здесь, могут использоваться для традиционных ресурсов. Построение изображений среды методом DWSI обеспечивает высокую степень разрешения деталей дальнего поля, которая может использоваться в модели формы и толщины пласта или целевой зоны. Информация о форме и/или размере пласта, или толщины вдоль горизонтальной буровой скважины имеет более высокую степень разрешения по сравнению с другими методами сейсмических измерений. Толщину пласта вдоль горизонтальной скважины можно использовать для очень точной геологической и пластовой интерпретации и расчета объемных параметров, которые могут использоваться, например, для расчета продуктивной толщины и более точного прогноза добычи.

На РИС. 3 представлен способ 40 оценки характеристик пласта. Способ 40 включает в себя один или несколько этапов 41-45. Способ 40 описывается здесь совместно с процессором (например, блоком обработки данных 26), который принимает параметры сигнала, но не ограничиваясь, может использоваться в комбинации с любым числом обрабатывающих устройств. В одном варианте осуществления, этапы 41-45 выполняются в описанном порядке, хотя некоторые этапы могут быть выполнены в другом порядке или пропуском одного или нескольких этапов.

На первом этапе 41, данное средство построения изображений среды или инструмент DSWI, такой как инструмент 16 располагается в буровой скважине в формации. В одном варианте осуществления, буровая скважины представляет собой горизонтальную буровую скважину. Например, скважина имеет горизонтальный или отклоненный участок, такой как участок 20 буровой скважины. Горизонтальный участок расположен ниже или в пределах формации, представляющей интерес, такой как сланцевая формация или сланцевый пласт.

На втором этапе 42 для оценки выбирается целевая зона или зона, представляющая интерес. Целевая зона выбирается на основе ранее существовавшей информации, указывающей на наличие потенциального пласта. Например, горизонтальная или наклонная скважина пробурена в пределах или ниже прогнозируемого пласта или формации, включающей углеводородные ресурсы. Примерной зоной, представляющей интерес, является зона нетрадиционных ресурсов, таких как сланец или зона тяжелой нефти.

На третьем этапе 43 строится изображение среды зоны вокруг инструмента. Построение изображения среды выполняется через обсаженную или открытую скважину и до и/или после энергоемких операций. Например, построение изображения среды может проводиться до и после гидравлического разрыва пласта (например, после гидроразрыва пласта в последовательности действий во времени). Построение изображений среды DSWI выполняется путем спуска соответствующего каротажного инструмента, такого как инструмент 16, в скважину (например, горизонтальный участок 20 скважины) и приема отраженных сигналов от границ слоев с различными упругими свойствами в формации. В одном варианте осуществления, построение изображений среды DSW выполняется в зоне дальнего поля в сочетании с другим методом построения изображений среды. Например, метод DSWI используется для зоны дальнего поля, а кросс-дипольные акустические измерения выполняются в зоне ближнего поля.

Примерные данные измерений методом DSWI представлены на РИС. 3. Часть диаграммы геофизических исследований 50 методом DWSI показывает амплитуду отражения вдоль участка буровой скважины 52, который простирается в горизонтальном направлении (в направлении оси х). В данном примере измерения осуществлялись в направлении оси z, тем самым изображения среды методом DSWI отбираются сверху и снизу буровой скважины 52. Диаграмма геофизических исследований 50 показывает результаты измерений, проведенных в моменты времени, которые соответствуют позициям вдоль оси х.

На четвертом этапе 44, данные DWSI ("данные измерений") анализируется для оценки характеристических свойств пласта. Исходя амплитуды отраженных сигналов, оцениваются различные характеристические свойства пласта. Например, границы слоев с различными упругими свойствами идентифицируются и соотносятся со свойствами пласта, такими как границы между фациями и границы, связанные с различными слоями или напластованиями. Идентификации подлежат другие особенности, такие как малоамплитудные тектонические нарушения, разломы или трещиноватость, пересекающие буровую скважину или находящиеся в дальней зоне вдали от буровой скважины с явным углом падения относительно буровой скважины, а также геологические свойства.

Отраженные сигналы, принятые в ходе DSWI, возникают из-за отражения волн от границ с контрастом акустического импеданса. Такие границы образуются, например, благодаря тонкому прослою породы в нетрадиционных сланцевых формациях, изменениям в геологических свойствах или изменениям в концентрации и виде углеводородов. Кроме того, импеданс зависит от разности в плотности двух сред и, таким образом, отражения могут быть результатом отражения на границе между горной породой и мягким материалом (например, керогена) или жидкостью / газом. Таким образом, анализируются сильные отражения для оценки особенностей, таких как тип фаций, наличие и вид углеводородов.

Например, на диаграмме геофизических исследований 50 представлены изображения 54 и 55 отраженных сигналов выше буровой скважины 52 (могут использоваться дополнительные изображения других зон вокруг буровой скважины 52). Изображение 54 представляет собой отражения, соответствующие их времени приема, а изображение 56 представляет собой отражения на расстоянии от скважины, соответствующие времени приема. Темные линии на изображениях 54 и 55, также известные как границы разделов, показываются сигналами, имеющими более высокую амплитуду отражения, и являются индикаторами различных особенностей.

Относительно непрерывная граница раздела, проходящая вдоль буровой скважины (линия 56), идентифицируется как соответствующая осадочным слоям, указывающим на границу фаций между сланцевой формацией и фациями другого типа над сланцевой формацией. Расстояние от скважины до границы 56 измеряется для оценки толщины сланцевой формации. Общая горизонтальная протяженность границы 56 также подлежит измерению для оценки горизонтальной протяженности границы. В этом примере формация, идентифицированная границей 56, является сланцевой формацией. Тип формации может быть установлен исходя из существующих данных или знаний, других данных измерения и/или исходя из анализа данных DSWI. Например, как показано на изображении 54, область ниже границы 56 показывает несколько границ слоев с различными упругими свойствами 58, которые могут свидетельствовать о слоистой формации, такой как сланец. Протяженность слоистости может быть использована для оценки толщины и протяженности сланцевой формации, а также толщины осадочных слоев. Например, более темные границы 58 служат индикатором отражения от контрастных границ из-за наличия нефти в пределах сланцевого слоя, по сравнению с богатым карбонатом сланцевым слоем или кремнистым сланцевым слоем (например, кремнистым слоям соответствуют более светлые области между границами 58).

Другие особенности, подлежащие идентификации или оценке, включают в себя вертикальные и наклонные разломы или трещиноватость 60, простирающиеся от буровой скважины. Эти разломы или трещиноватость 60 идентифицированы разрывами или уступами вдоль темных границ 58. Отслеживание разрывов или уступов позволяет идентифицировать траектории таких разломов или трещиноватости 60. Одним из преимуществ вариантов осуществления, описанных в данном документе, по меньшей мере, является идентификация некоторых из разломов / трещиноватости 60 типа малоамплитудных тектонических нарушений, т.е. разломов, которые не могут быть идентифицированы наземными или другими сейсмическими методами измерения.

В одном варианте осуществления, изображения анализируются в целях оценки относительной концентрации углеводородов в пласте. Например, наиболее темные линии или границы разделов, соответствующие большим амплитудам отражения, могут быть соотнесены с зонами более высоких концентраций углеводородов. Примерные зоны более высокой концентрации или горячие точки 62 включают в себя темные линии или границы разделов 64, являющиеся индикаторами более высоких концентраций. Напротив, зоны, в которых границы разделов выражены относительно слабо, считаются зонами, имеющими более низкую концентрацию.

Идентификация пласта и информация о концентрации углеводородов полезна в различных областях применения, включая бурение и операции по интенсификации притока. Например, знание толщины и горизонтальной протяженности сланца или другого пласта указывает на возможную траекторию бурения. Кроме того, улучшается планирование интенсификации притока, например, путем размещения отверстий, сделанных в обсадной трубе, цементе и формации, через которое жидкость входит в скважину, и мест гидравлического разрыва пласта в зонах с высокой концентрацией, например зоны 62. Кроме того, знание мест расположения разрывов, указывающих на возможные разломы 60, помогает улучшить интенсификацию притока, избегая мест разломов при планировании мест гидравлического разрыва пласта вдоль буровой скважины.

На пятом этапе 45, результаты оценки методом DSWI используются для облегчения других операций, таких как моделирование и планирование, бурение, интенсификация притока и добыча. Например, результаты оценки методом DSWI (например, толщина сланцев и горизонтальная протяженность литологии) используются для создания или разработки математических моделей, таких как геологические модели, модели фаций, модели строения, модели трещиноватости, модели добычи и модели навигационного бурения. Они могут использоваться в комбинации с другими результатами измерений, такими как: результаты наземных и вертикальных скважинных сейсмических измерений; результаты активного и пассивного микросейсмического мониторинга; результаты характеристических свойств пласта, а также с использованием других методов измерения (например, измерений удельного сопротивления, пористости, гамма-излучения, плотности, каротажа нейтронами и другими). Кроме того, результаты DSWI могут использоваться для улучшения качества интерпретации таких способов, как наземные сейсмические и микросейсмические методы измерения.

Другие операции, проведение которых можно улучшить при использовании результатов оценки DSWI, включают в себя буровые работы, проводимые исходя из протяженности и расположения идентифицированных сланцевых зон и участков с высокой концентрацией углеводородов. Операциями по гидравлическому разрыву пласта можно управлять, например, чтобы избежать трещиноватости или разломов, пересекающих буровую скважину и целевые зоны с высокой концентрацией углеводородов. Методы оценки DSWI выполняются до и/или после интенсификации притока, гидравлического разрыва пласта или других операций (например, до и/или после интенсификации). Например, измерения методом DSWI предпринимаются как до, так и после оценки успешности или эффективности операции.

Хотя описанные здесь варианты осуществления включают оценку зоны вокруг буровой скважины с использованием измерений, выполненных в той же скважине, это не является ограничением объема изобретения. Оценка методом DSWI может осуществляться (например, для оценки пласта, эксплуатации или планирования скважины, и/или оценки операций интенсификации притока) для зоны вокруг скважины, в которой проводились измерения, или измерения, выполненные в скважине, могут использоваться для оценки зоны или зон вокруг одной или нескольких других буровых скважин. Например, измерения методом DSWI предпринимаются в одной или нескольких периферийных скважинах, чтобы оценить зону вокруг другой скважины или зоны вокруг одной или нескольких предложенных скважин. Это дает ценную информацию, которая может быть эффективно использована при планировании существующих и будущих буровых скважин или расчетов скважин.

Как правило, некоторые описания, изложенные здесь, сводятся к алгоритму, который хранится на машинных носителях. Алгоритм реализуется компьютером или процессором, например, блоком обработки данных 26 и/или блоком электронных средств 24, обеспечивая операторов необходимыми выходными данными.

В поддержку излагаемых здесь описаний, используются различные компоненты анализа, включающие в себя цифровые и/или аналоговые системы. Устройства, системы и способы, описанные здесь, реализуются в программном, встроенном и аппаратном обеспечении или в любой их комбинации. Устройства сдержат такие компоненты, как процессор, накопитель, память, вход, выход, линия связи (проводная, беспроводная, линия гидроимпульсной скважинной телеметрии, оптическая или иная), пользовательские интерфейсы, компьютерные программы, процессоры обработки сигналов (цифровые или аналоговые) и другие подобные компоненты (такие как резисторы, конденсаторы, катушки индуктивности и другие), обеспечивающие эксплуатацию и анализ устройств и способы, описанные здесь, и хорошо известные в отрасли техники, к которой относится данное изобретение. Считается, что данные описания могут быть, но не обязательно, реализованы в сочетании с набором команд, исполняемых компьютерной программой, хранящейся на машиночитаемом носителе, включающем в себя: память (ПЗУ, ОЗУ), оптический диск (CD-ROM) или магнитный носитель (диски, жесткие диски), или любой другой тип, который при выполнении предписывает компьютеру реализовать способ по настоящему изобретению. Данные команды обеспечивают эксплуатацию оборудования, контроль, сбор и анализ данных и другие функции, которые сочтут уместными системный администратор, владелец, пользователь или другой персонал, в дополнение к функциям, описанным в данном описании. Команды, исполняемые компьютером, может быть включены как часть компьютерной системы или выполняться отдельно.

Специалистам, сведущим в данной области техники понятно, что различные компоненты или технологии смогут обеспечить некоторые необходимые или полезные функции или признаки. Соответственно, эти функции и признаки, необходимые для поддержки прилагаемой формулы изобретения и ее модификации, признаются, по существу, включенными как часть излагаемых здесь описаний и как часть описанного изобретения.

Поскольку изобретение описывалось со ссылкой на пример осуществления, то должно быть понятно, что могут быть сделаны различные изменения и могут быть использованы эквиваленты вместо элементов изобретения, без отступления от объема настоящего изобретения. Кроме того, специалисту в данной области техники, очевидно, что вышеупомянутое изобретение может быть далее развито в нескольких вариантах путем адаптации конкретного инструмента, ситуации или материала к принципам изобретения без отступления от его основного объема. Таким образом, предполагается, что изобретение не ограничивается конкретным вариантом осуществления, описанном как наилучший способ осуществления настоящего изобретения, но что изобретение будет включать все варианты осуществления, попадающие в объем прилагаемой формулы изобретения.

Изобретение относится к средствам оценки характеристик пластов, содержащих углеводороды. Техническим результатом является повышение точности определения концентрации углеводородов в пласте. В частности, предложен способ оценки характеристик формации, включающий: размещение в буровой скважине в формации прибора акустического каротажа, включающего в себя многоэлектродный генератор звуковых колебаний и по меньшей мере один многоэлектродный приемник звуковых колебаний; передачу в буровую скважину звуковых сигналов, генерированных по меньшей мере одной звуковой объемной волной, распространяющейся из буровой скважины в зону дальнего поля пласта; измерение отраженных сигналов, включающих в себя объемные волны, отраженные от отражающих границ в зоне дальнего поля пласта; определение отражающей границы в пласте и характеристик отражения, связанных с отражающей границей; оценивание, по меньшей мере, толщины или горизонтальной протяженности слоя углеводородного пласта на основе отраженных сигналов и характеристик отражения и оценивание концентрации углеводородов в слое углеводородного пласта на основе характеристик отражения. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ оценки характеристик формации, включающий:

размещение в буровой скважине в формации прибора акустического каротажа, включающего в себя многоэлектродный генератор звуковых колебаний и по меньшей мере один многоэлектродный приемник звуковых колебаний;

передачу в буровую скважину звуковых сигналов, генерированных по меньшей мере одной звуковой объемной волной, распространяющейся из буровой скважины в зону дальнего поля пласта;

измерение отраженных сигналов, включающих в себя объемные волны, отраженные от отражающих границ в зоне дальнего поля пласта;

определение отражающей границы в пласте и характеристик отражения, связанных с отражающей границей;

оценивание, по меньшей мере, толщины или горизонтальной протяженности слоя углеводородного пласта на основе отраженных сигналов и характеристик отражения и оценивание концентрации углеводородов в слое углеводородного пласта на основе характеристик отражения.

2. Способ по п. 1, в котором отраженные сигналы включают сигналы глубинной поперечной волны и сигналы продольной объемной волны, а оценивание основано на комбинации сигналов глубинной поперечной волны и сигналов продольной объемной волны.

3. Способ по п. 1, в котором звуковые сигналы также образуют отраженные и поверхностные волны в зоне ближнего поля вдоль буровой скважины.

4. Способ по п. 1, в котором отраженные сигналы включают в себя сигналы глубинной поперечной волны (DSW).

5. Способ по п. 1, в котором отражающая граница возникает в результате контрастности акустического импеданса в пласте.

6. Способ по п. 1, в котором переданные и отраженные объемные волны представляют собой по меньшей мере одну из продольных и поперечных волн.

7. Способ по п. 6, в котором оценивание включает в себя определение границ пласта путем измерения свойств распространения по меньшей мере одной из продольных и поперечных волн.

8. Способ по п. 1, в котором особенности пласта включают в себя по меньшей мере один из следующих параметров: геологическое строение, кровлю пласта, фациальные особенности, природную трещиноватость, гидроразрывную трещину и характерную особенность пласта, которая является причиной явления акустического импеданса объемных волн.

9. Способ по п. 1, дополнительно содержащий планирование операции по интенсификации притока, включающее в себя выбор одной или нескольких зон вокруг буровой скважины для интенсификации притока, исходя из оценок по меньшей мере одного из следующих параметров: толщины, расстояния и особенностей горизонтальной протяженности углеводородного пласта.

10. Способ по п. 1, в котором буровая скважина является первой буровой скважиной, в которой размещен прибор акустического каротажа, а зона дальнего поля пласта представляет собой зону вокруг, по меньшей мере, второй существующей буровой скважины или запланированной буровой скважины.

11. Система оценки характеристик формации, содержащая:

прибор акустического каротажа, размещаемый в буровой скважине в формации и включающий в себя многоэлектродный генератор звуковых колебаний и по меньшей мере один многоэлектродный приемник звуковых колебаний, причем генератор выполнен с возможностью передачи в буровую скважину звуковых сигналов, генерированных по меньшей мере одной звуковой объемной волной, распространяющейся из буровой скважины в зону дальнего поля пласта; и

процессор, выполненный с возможностью приема данных измерений на основе принятых отраженных сигналов, включающих в себя объемные волны, отраженные от отражающих границ в зоне дальнего поля пласта, определения отражающих границ в пласте и характеристик отражения, связанных с отражающей границей, оценивание, по меньшей мере, толщины или горизонтальной протяженности слоя углеводородного пласта на основе отраженных сигналов и характеристик отражения и оценивание концентрации углеводородов в слое углеводородного пласта на основе характеристик отражения.

12. Система по п. 11, в которой отраженные сигналы включают сигналы глубинной поперечной волны и сигналы продольной объемной волны и процессор выполнен с возможностью оценивания, по меньшей мере, толщины или горизонтальной протяженности на основе комбинации сигналов глубинной поперечной волны и сигналов продольной объемной волны.

13. Система по п. 11, в которой отраженные сигналы включают в себя сигналы глубинной поперечной волны (DSW).

14. Система по п. 11, в которой отражающая граница возникает в результате контрастности акустического импеданса в пласте.

15. Система по п. 11, в которой переданные и отраженные объемные волны представляют собой по меньшей мере одну из продольных и поперечных волн, а процессор выполнен с возможностью определения границ пласта путем измерения свойств распространения по меньшей мере одной из продольных и поперечных волн.