СИСТЕМЫ И СПОСОБ ОЦЕНКИ ПЛАСТА ИЗ СТВОЛА СКВАЖИНЫ Российский патент 2020 года по МПК G01V1/52 G01V1/40 G01V1/16 G01V1/18 E21B47/14 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Объект настоящего изобретения относится к оценке подземных пластов и, конкретнее, к оценке геологических пластов, расположенных вокруг ствола скважины для добычи углеводородов.

Доступ к подземным залежам углеводородов можно получить путем бурения ствола скважины, проходящей от поверхности земли до залежей углеводородов, а затем выкачивания углеводородов на поверхность через ствол скважины. В некоторых применениях измерительный прибор может быть пропущен через ствол скважины после того, как ствол скважины пробурен, чтобы выполнить измерения скважины или окружающих ее пород. Однако, поскольку такие системы предназначены для измерения свойств пласта вдоль оси ствола скважины, они не подходят для оценки пласта, расположенного на расстоянии от ствола скважины. Способы оценки пласта, основанные на распространении упругих волн, обычно рассматривают распространение преломленной волны вдоль стенок ствола скважины и другие волновые режимы, наблюдаемые в стволе скважины вдоль его оси. Микротрещины и плоскости крупных трещин, которые проходят на десятки метров от ствола скважины, не могут быть исследованы такими обычными инструментами и способами. Было бы полезно разработать измерительный прибор, способный обнаруживать мелкие и крупные трещины, простирающиеся на десятки метров от ствола скважины, которые могут служить хранилищем или проводящими путями для углеводородов.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Некоторые варианты реализации изобретения, соответствующие по объему формуле изобретения, приведены ниже. Эти варианты реализации изобретения не предназначены для ограничения объема формулы изобретения, скорее эти варианты реализации изобретения предназначены только для предоставления краткого изложения возможных форм заявленного объекта изобретения. Действительно, формула изобретения может охватывать множество форм, которые могут быть аналогичными или отличными от описанных ниже вариантов реализации изобретения.

В одном варианте реализации изобретения скважинный измерительный прибор, выполненный с возможностью прохождения через ствол скважины, содержит источник и 3-компонентный приемник. Источник выполнен с возможностью излучения сигнала источника, который может представлять собой продольную или поперечную волну, в объем материала, окружающего ствол скважины. Сигнал источника распространяется через объем материала, окружающего ствол скважины, и отражается от особенных элементов, расположенных в объеме материала, окружающего ствол скважины. Трехкомпонентный приемник содержит первый элемент, второй элемент и третий элемент. Первый элемент ориентирован в первой плоскости, ортогональной к оси ствола скважины, и получает первый компонент множества отражений сигнала источника. Второй элемент ориентирован в первой плоскости, ортогональной к первому элементу, и получает второй компонент множества отражений сигнала источника. Третий элемент ориентирован параллельно оси и получает третий компонент множества отражений сигнала источника.

Во втором варианте реализации изобретения система содержит скважинный измерительный прибор и вычислительное устройство. Скважинный измерительный прибор проходит через ствол скважины и содержит источник и трехкомпонентный приемник. Источник излучает сигнал источника в объем материала, окружающего ствол скважины. Сигнал источника распространяется через объем материала, окружающего ствол скважины, и отражается от особенных элементов, расположенных в объеме материала, окружающего ствол скважины. Трехкомпонентный приемник содержит первый элемент, второй элемент и третий элемент. Первый элемент ориентирован в первой плоскости, ортогональной к оси ствола скважины, и получает первый компонент множества отражений сигнала источника. Второй элемент ориентирован в первой плоскости, ортогональной к первому элементу, и получает второй компонент множества отражений сигнала источника. Третий элемент ориентирован параллельно оси и получает третий компонент множества отражений сигнала источника. Скважинный измерительный прибор получает принятые первый, второй и третий множества компонентов отражений сигнала источника. Вычислительное устройство анализирует принятые первый, второй и третий компоненты множеств отражений сигнала источника для оценки пласта и генерирует одно или большее количество изображений объема материала, окружающего ствол скважины, на основе первого, второго и третьего множеств компонентов отражений сигнала источника.

В третьем варианте реализации изобретения способ включает прохождение скважинного измерительного прибора через ствол скважины, излучение источником скважинного измерительного прибора сигнала источника в объем материала, окружающего ствол скважины, причем сигнал источника выполнен с возможностью распространения через объем материала, окружающего ствол скважины, и отражения от особенных элементов, расположенных в объеме материала, окружающего ствол скважины, прием посредством первого элемента трехкомпонентного приемника первого множества компонентов отражений сигнала источника, при этом первый элемент ориентирован в первой плоскости, ортогональной к оси ствола скважины, прием посредством второго элемента трехкомпонентного приемника второго множества компонентов отражений сигнала источника, при этом второй элемент ориентирован в первой плоскости, ортогональной к первому элементу, и прием посредством третьего элемента трехкомпонентного приемника третьего множества компонентов отражений сигнала источника, при этом третий элемент ориентирован параллельно оси ствола скважины.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

Данные и другие признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более понятными при чтении следующего подробного описания со ссылкой на прилагаемые графические материалы, в которых подобные обозначения представляют собой подобные элементы во всех графических материалах, при этом:

на ФИГ. 1 схематически проиллюстрирована система добычи полезных ископаемых в соответствии с вариантом реализации изобретения;

на ФИГ. 2 проиллюстрировано распространение сигнала через изотропный материал в соответствии с вариантом реализации изобретения;

на ФИГ. 3 проиллюстрировано двойное преломление в анизотропном материале в соответствии с вариантом реализации изобретения;

на ФИГ. 4 схематически проиллюстрирован измерительный прибор, расположенный в стволе скважины системы добычи полезных ископаемых согласно ФИГ. 1 в соответствии с вариантом реализации изобретения;

на ФИГ. 5 проиллюстрированы различные плоскости, используемые для двумерной визуализации после сбора данных, в соответствии с вариантом реализации изобретения;

на ФИГ. 6 приведена блок-схема процесса проведения измерений и получения трехмерных изображений объема вокруг ствола скважины системы добычи полезных ископаемых согласно ФИГ. 1 в соответствии с вариантом реализации изобретения; и

на ФИГ. 7 приведена блок-схема процесса проведения измерений и получения двумерных изображений объема вокруг ствола скважины системы добычи полезных ископаемых согласно ФИГ. 1 в соответствии с вариантом реализации изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Один или большее количество конкретных вариантов реализации изобретения будут описаны ниже. В попытке предоставить краткое описание этих вариантов реализации изобретения в описании могут быть описаны не все признаки фактической реализации. Следует принимать во внимание, что при разработке любой такой фактической реализации, как и в любой инженерной или опытно-конструкторской разработке, необходимо принимать многочисленные конкретные решения для реализации для достижения конкретных целей разработчиков, таких как соблюдение связанных с системой и связанных с бизнесом ограничений, которые будут изменяться в зависимости от варианта реализации. Кроме того, следует понимать, что попытки такой разработки могут быть сложными и трудоемкими, но, тем не менее, благодаря преимуществу, получаемому от раскрытия данного изобретения, она может стать обычным делом в связи с проектированием, изготовлением и производством для среднего специалиста в данной области техники.

При описании элементов различных вариантов реализации настоящего изобретения единственное число может обозначать один или большее количество таких элементов. Термины «содержащий», «включающий в себя» и «имеющий» являются включающими и означают, что могут присутствовать дополнительные элементы, отличные от перечисленных элементов. Кроме того, любые числовые примеры в последующем описании призваны быть неограничивающими, и, таким образом, дополнительные числовые значения, диапазоны и проценты находятся в пределах объема раскрытых вариантов реализации изобретения.

Описанные способы включают использование измерительного прибора, содержащего источник и трехкомпонентный приемник. При перемещении измерительного прибора в стволе скважины источник излучает сигнал наружу в материал, окружающий ствол скважины. Сигнал отражается от особенных элементов материала и возвращается к стволу скважины. Приемник получает продольный компонент и два поперечных компонента отраженного сигнала. Собранные данные могут использоваться для создания дву- и трехмерных изображений материала, окружающего ствол скважины, для выполнения оценки пласта.

На ФИГ. 1 схематически проиллюстрирован вариант реализации системы 10 добычи полезных ископаемых. Нефть и/или газ могут добываться из подземных залежей 12 через скважину 14. Например, ствол 16 скважины может быть пробурен с использованием бурового инструмента 17 (например, бурового долота) и проходить от поверхности 18 до залежей 12. Хотя ствол 16 скважины, изображенный на ФИГ. 1, проходит вертикально от буровой установки 19 на поверхности 18 до залежей 12, ствол 16 скважины может проходить под углом к поверхности 18. Аналогичным образом, ствол 16 скважины может изменять направление по мере прохождения от поверхности 18 до залежей 12. То есть ствол 16 скважины может содержать участки, проходящие под углом, перпендикулярно или параллельно поверхности 18. Измерительный прибор 20 может быть помещен в ствол 16 скважины позади бурового инструмента 17 для проведения измерений или визуализации объема материала 21, окружающего ствол 16 скважины, с целью оценки пласта. Измерительный прибор 20 может опускаться в ствол 16 скважины позади бурового инструмента 17 и проводить измерения по мере бурения ствола 16 скважины (каротаж во время бурения или LWD от англ. logging while drilling). В других вариантах реализации изобретения измерительный прибор 20 может опускаться в ствол 16 скважины после того, как ствол 16 скважины пробурен, а измерения выполняться в ходе движения измерительного прибора 20 вверх (например, его извлечения) из ствола 16 скважины (стандартный каротаж). В других вариантах реализации изобретения измерительный прибор 20 может опускаться в ствол 16 скважины после того, как ствол 16 скважины пробурен, а измерения выполняться в ходе движения измерительного прибора 20 вверх по стволу 16 скважины при удалении трубы из ствола 16 скважины (каротаж во время подъема буровой колонны или LWT от англ. logging while tripping).

Измерительный прибор 20 может содержать один или большее количество источников 22, излучающих сигнал, распространяющийся через породы, и один или большее количество приемников 24, принимающих сигналы, отраженные от особенных элементов 26 (например, плоских трещин, микроразрывов, разломов, плоскостей залегания и других рассеивателей) в объеме материала 21 вокруг ствола 16 скважины. Данные, собранные с использованием измерительного прибора 20, могут быть проанализированы с использованием вычислительного устройства 28 (например, компьютера, планшета, мобильного устройства и т.д.) или их комбинации. Вычислительное устройство 28 может содержать схему 30 связи, процессор 32, память 34, порты 36 связи и пользовательский интерфейс 38, который может содержать дисплей 40. В процессе прохождения измерительного прибора 20 по стволу 16 скважины с целью проведения измерений или после перемещения измерительного прибора 20 через ствол 16 скважины данные могут передаваться в компонент 42 памяти (например, по кабелю 44), который может располагаться на поверхности 18 или в измерительном приборе 20, для хранения данных до их обработки. В других вариантах реализации изобретения собранные данные могут передаваться на компьютер 28 беспроводным способом (например, через облако 46) или через проводное соединение и порты 36 связи. Компьютер 28 может быть расположен рядом с буровой установкой 19 или удаленно от скважины 14. В некоторых вариантах реализации изобретения (например, когда компьютер 28 расположен удаленно относительно скважины 14) данные могут передаваться на компьютер 28 через облако 46 или по сети. В других вариантах реализации изобретения компьютер 28 может осуществлять беспроводную связь с измерительным прибором 20 в процессе перемещения измерительного прибора 20 по стволу 16 скважины и анализа данных в реальном времени или почти в реальном времени. В некоторых вариантах реализации изобретения работа измерительного прибора 20 может регулироваться на основе анализа вычислительным устройством 28 (например, динамическим программным обеспечением). Компьютер 28 может быть снабжен программным обеспечением, хранящимся в компоненте 34 памяти и исполняемым процессором 32 для содействия анализу собранных данных. Например, вычислительное устройство 28 может быть выполнено с возможностью пост-обработки данных, собранных измерительным прибором 20, и идентификации особенных элементов 26 в объеме материала 21, окружающего ствол 16 скважины. На основании отраженных сигналов, принятых приемниками 24, может быть выполнена двумерная и трехмерная визуализация объема материала 21, окружающего ствол 16 скважины.

На ФИГ. 2 проиллюстрировано распространение сигнала 100 через изотропный материал. Как показано, сигнал содержит продольный компонент P и поперечный компонент S. Продольный компонент Р проходит в осевом направлении вдоль оси перемещения 102. Поперечный компонент S действует ортогонально оси перемещения 102. В проиллюстрированном варианте реализации изобретения поперечный компонент S ориентирован вдоль оси 104. Однако следует понимать, что поперечный компонент S может быть ориентирован вдоль оси 106 или в любом другом направлении. При распространении сигнала 100 через анизотропный или двупреломляющий материал поперечный компонент распадается на первый и второй поперечные компоненты S1 и S2, которые, как правило, поляризованы ортогонально друг другу вдоль конкретного пути распространения в подземных геологических пластах.

На ФИГ. 3 проиллюстрировано разделение поперечного сигнала в анизотропных материалах. Как показано, сигнал распространяется через изотропный материал 108, проходит через анизотропный материал 110, а затем выходит из анизотропного материала 110 обратно в изотропный материал 108. Как показано и описано со ссылкой на ФИГ. 2, сигнал распространяется через изотропный материал 108 в виде единого сигнала с продольным компонентом (компонентом давления) Р и поперечным компонентом (компонентом смещения) S, ориентированными вдоль плоскости 109, без изменений, как единый сигнал 100. Сигнал 100 контактирует с передней плоскостью 112 анизотропного материала 110, и поперечный компонент S разделяется на два поляризованных компонента S1 и S2, потому что показатель преломления анизотропного материала 100 зависит от поляризации сигнала 100. Первый поперечный компонент S1, поляризованный относительно первой плоскости 114, распространяется с первой скоростью в соответствии с первым показателем преломления анизотропного материала 110, тогда как второй поперечный компонент S2, поляризованный относительно второй плоскости 116, распространяется со второй скоростью согласно второму показателю преломления анизотропного материала 110. Первый поперечный компонент S1 и второй поперечный компонент S2 достигают задней плоскости 118 анизотропного материала 110 в разное время и выходят из анизотропного материала 110 в изотропный материал 108. Таким образом, то, что начиналось как поперечный компонент S сигнала 100, принимается приемником 24 в виде первого и второго поперечного компонента S1 и S2, которые прибывают в разное время.

Если среда изотропна, полученные поперечные волны поляризуются в плоскости распространения, содержащей точку отражения. Для полного захвата таких поступающих сигналов используется аксиально-ориентированный приемник. Следует отметить, что традиционная кросс-дипольная геометрия не регистрирует этот компонент волнового поля. При наличии напряжений, плоских трещин, микротрещин в объеме материала 21, окружающего ствол 16 скважины, как показано на ФИГ. 1, объем материала 21 становится анизотропным и двупреломляющим. Таким образом, сигналы 100, излучаемые одним или большим количеством источников 22, отраженные особенными элементами 26 в объеме 21 и принятые одним или большим количеством приемников 24, будут разделены на продольный компонент давления Р, а также первый и второй поперечные компоненты сдвига S1 и S2, прибывающие в разное время. Таким образом, получение полного волнового поля отраженного сигнала P, S1, S2 и захват его 3-компонентным приемником обеспечивает наиболее полную оценку пласта объема материала 21, окружающего ствол 16 скважины.

На ФИГ. 4 схематически проиллюстрирован измерительный прибор 20 согласно ФИГ. 1, расположенный в стволе 16 скважины, в соответствии с вариантом реализации изобретения. Для пояснения показана ось 200 ствола 16 скважины. Хотя ствол 16 скважины, изображенный на ФИГ. 4, проходит вертикально, следует понимать, что ствол 16 скважины может проходить горизонтально или под углом к поверхности 18 земли. Аналогичным образом, при изменении направления ствола 16 скважины меняется направление и его оси 200. Система координат X, Y, Z также показана на ФИГ. 4. Для простоты следует понимать, что система координат также отражает изменения в направлении ствола 16 скважины, так что ось 200 ствола скважины всегда проходит в направлении Z.

Как показано, измерительный прибор 20 содержит источник 22 и приемник 24. Как указывалось ранее, измерительный прибор 20 может содержать множество источников 22 и множество приемников 24. Аналогичным образом, источник 22 и приемник могут быть частью одного и того же модуля или узла либо частью отдельных модулей или узлов. Источником 22 может быть любое устройство, которое может быть переведено в режим возбуждения электрическими или механическими средствами с целью генерирования продольных или поперечных волн в объем материала 21, окружающего ствол 16 скважины. На ФИГ. 4 проиллюстрирован конкретный пример источника, обычно используемого в кросс-дипольной геометрии. Однако возможны и другие многорежимные системы, имеющие 4, 6, 8 или более полюсов. В данном случае источник излучает сигнал в плоскости, параллельной плоскости XY и ортогональной оси 200 ствола скважины, в объем материала 21, окружающего ствол 16 скважины, как показано стрелками 202 и 204. Однако источником 22 может быть любое количество устройств, способных излучать сигнал в объем материала 21, окружающего ствол 16 скважины. Например, источником 22 может быть любой вибрационный источник, который может быть электрически или механически активирован для генерации продольных и поперечных волн. Источник 22 может работать, например, в виде монополя, диполя или обоих. Сигнал проникает глубоко (например, на 30, 40, или 50 метров или более) в объем материала 21, окружающего ствол 16 скважины, поэтому могут быть обнаружены трещины широкого диапазона размеров. Например, сигнал может иметь частоту, превышающую 1 кГц.

Приемник 24 представляет собой датчик, способный принимать компоненты Р, S1, и S2 отраженного сигнала. Например, приемник 24 может иметь первый и второй элементы, обозначенные стрелками 206 и 208, соответственно, ориентированные в плоскости, параллельной плоскости XY и ортогональной оси 200 ствола скважины. Третий элемент, обозначенный стрелкой 210, может быть ориентирован параллельно оси 200 ствола скважины. Как описано выше со ссылкой на ФИГ. 2, компонент Р отраженного сигнала проходит вдоль оси распространения. В изотропных средах поперечная составляющая S поляризована в плоскости распространения. В анизотропных средах поперечная волна разделяется на два поляризованных компонента: S1 и S2. По существу, первый и второй элементы 206, 208, ориентированные в плоскости, перпендикулярной оси 200 ствола скважины, принимают в основном компонент Р и компонент S2 отраженного сигнала. Третий элемент 210, ориентированный параллельно оси 200 ствола скважины, принимает компонент S1. В некоторых вариантах реализации изобретения приемник 24 может быть трехкомпонентным (3C) датчиком (например, трехосным магниторезистивным датчиком, пьезоэлектрическим датчиком, магнитостриктивным, емкостным датчиком, MEMS-датчиками и т.д.). В других вариантах реализации изобретения приемник 24 может содержать один или большее количество геофонов или акселерометров. Кроме того, приемник 24 может содержать множество датчиков в одном пакете или в отдельных пакетах. Как описано выше, хотя измерительный прибор 20, изображенный на ФИГ. 4, имеет один источник 22 и один приемник 24, следует понимать, что также предусмотрены варианты реализации изобретения, предусматривающие несколько источников 22, несколько приемников 24 или их комбинацию.

Измерительный прибор 20 может проходить через ствол 16 скважины для проведения измерений объема материала 21, окружающего ствол 16 скважины. Измерения могут выполняться по мере перемещения измерительного прибора 20 по стволу 16 скважины в направлении к залежам углеводородов и от поверхности или по мере перемещения измерительного прибора 20 по стволу 16 скважины в направлении к поверхности и от залежей углеводородов. Сбор данных может быть непрерывным в процессе перемещения измерительного прибора 20 по стволу 16 скважины, или сбор данных может происходить в отдельных местах в процессе перемещения измерительного прибора 20 по стволу 16 скважины. Как было рассмотрено в связи с ФИГ. 1, анализ собранных данных может происходить в самом измерительном приборе в реальном времени или почти в реальном времени, либо данные могут быть собраны и переданы во внешнее вычислительное устройство для анализа.

В существующих системах обычно используются кросс-дипольные источники (т.е. две дипольные антенны, расположенные перпендикулярно друг другу) для излучения сигнала и двухкомпонентный приемник, причем оба элемента совмещены в плоскости, перпендикулярной оси 200 ствола скважины. В результате двухкомпонентный приемник принимает только компоненты Р и S2 отраженного сигнала. Компонент S1, распространяющийся перпендикулярно оси 200 ствола скважины и поляризованный в плоскости, параллельной оси 200 ствола скважины, и в большинстве случаев доминирующий по прибытии, захватывается не полностью. Таким образом, эффективное направление измерения находится только вдоль оси 200 ствола скважины, и измерения могут проводиться только на несколько метров в объеме материала 21, окружающего ствол 16 скважины. Использование трехкомпонентного приемника 24, изображенного на ФИГ. 3, позволяет измерительному прибору 20 захватить все три компонента (т.е. Р, S1 и S2) отраженных сигналов, так что эффективные направления измерения располагаются как вдоль оси 200 ствола скважины, так и радиально наружу от оси 200 ствола скважины, что позволяет проводить оценку пласта глубоко в объеме материала 21, окружающего ствол 16 скважины. Например, используя раскрытые методики, оценка пласта может выполняться на расстоянии до 50 метров или более в объеме материала 21, окружающего ствол 16 скважины. После сбора данных измерительным прибором 20 могут выполняться двумерная или трехмерная визуализации объема материала 21, окружающего ствол 16 скважины.

Для кросс-дипольных источников на ФИГ. 5 показаны различные плоскости, используемые для двумерной визуализации после сбора данных. Хотя трехмерная визуализация обеспечивает более качественные изображения объема материала 21, окружающего ствол скважины, трехмерная визуализация может потребовать большей вычислительной мощности, чем двумерная визуализация. Соответственно, в некоторых вариантах реализации изобретения (например, если вычислительная мощность ограничена), двумерная визуализация может выполняться до трехмерной визуализации или вместо трехмерной визуализации. Как показано в графических материалах, ствол 16 скважины и ось 200 ствола скважины проходят вдоль линии на пересечении плоскости XZ 300 и плоскости YZ 302. Плоскость XY 304 проходит наружу, ортогонально оси 200 ствола скважины. Как описано со ссылкой на ФИГ. 4, следует понимать, что при изменении направления ствола 16 скважины меняется направление и его оси 200 и системы координат. В некоторых вариантах реализации изобретения измерительный прибор 20 может содержать гироскоп или другой датчик, содействующий определению ориентации измерительного прибора. Как показано в графических материалах, источник 22 излучает сигнал в плоскости, ортогональной оси 200 ствола скважины и параллельной плоскости XY, который может быть разбит на его составные части: S_y и S_x. Приемник 24 принимает отраженные сигналы по трем осям, так что принятые сигналы можно разделить на их составные части: R_x, R_y и R_z. Принятые сигналы могут дополнительно разбиваться на основе компонента сигнала источника 22, которому они соответствуют. Таким образом, компонент R_x может быть разделен на S_xR_x и S_yR_x, компонент R_y может быть разделен на S_xR_y и S_yR_y, а компонент R_z может быть разделен на S_xR_z и S_yR_z. Каждый из них может соответствовать продольному Р и поперечным S1, S2 компонентам отраженного сигнала. Например, в плоскости XZ изображение Р соответствует S_xR_x, изображение S1 соответствует S_xR_z, а изображение S2 соответствует S_yR_y. Для плоскости YZ изображение Р соответствует S_yR_y, изображение S1 соответствует S_yR_z, а изображение S2 соответствует S_xR_x.

Простирание определяется как угол азимута плоскости обнаруженного особого элемента, образуемый со стволом скважины. Падение представляет собой угол между обнаруженным особым элементом и стволом скважины. На основании исключительно двумерных изображений, описанных выше, для плоскости XZ и плоскости YZ, значения простирания и падения для обнаруженного особого элемента могут не определяться. Однако, принимая во внимание значения S_xR_y и S_yR_x, можно оценить простирание и падение.

На ФИГ. 6 приведена блок-схема процесса 400 проведения измерений и получения трехмерных изображений объема вокруг ствола скважины. На этапе 402 сигнал излучается источником измерительного прибора. Как было рассмотрено выше, источник может излучать сигнал в плоскости, параллельной плоскости XY и ортогональной к оси ствола скважины, в объем материала, окружающего ствол скважины (т.е. кросс-диполь). В других вариантах реализации изобретения источником может быть любое устройство, генерирующее продольные и поперечные волны посредством процесса электрического или механического возбуждения. Источником может быть любое количество устройств, способных излучать сигнал в объем материала, окружающего ствол скважины. Источник может быть способен работать как монополь, диполь или оба. Сигнал проникает глубоко (например, на 30, 40, или 50 метров или более) в объем материала, окружающего ствол скважины, поэтому могут быть обнаружены трещины широкого диапазона размеров. Например, сигнал может излучаться с соответствующей частотой, чтобы сигнал глубоко проникал в объем материала, окружающего ствол скважины.

На этапе 404 приемник принимает сигналы, отраженные от особых элементов в объеме материала, расположенного вокруг ствола скважины. Приемник содержит один или большее количество датчиков, способных принимать компоненты Р, S1, и S2 отраженного сигнала. Например, приемник может иметь первый и второй элементы, ориентированные в плоскости, параллельной плоскости XY и ортогональной оси ствола скважины. Третий элемент может быть ориентирован соосно или параллельно оси ствола скважины. Компонент Р отраженного сигнала распространяется вдоль оси распространения, в изотропной среде компонент S1 поляризован в плоскости распространения, а компонент S2 поляризован перпендикулярно плоскости распространения. По существу, первый и второй элементы, ориентированные в плоскости, ортогональной оси ствола скважины, принимают компонент Р и компонент S2 отраженного сигнала. Третий элемент, ориентированный параллельно оси ствола скважины, принимает компонент S1. В анизотропных средах соответствующие компоненты P, S1 и S2 полностью регистрируются указанными тремя компонентами приемника. В некоторых вариантах реализации изобретения приемник может быть трехкомпонентным (3C) датчиком (например, трехосным магниторезистивным датчиком, пьезоэлектрическим датчиком, магнитостриктивным, емкостным датчиком, MEMS-датчиками и т. д.). В других вариантах реализации изобретения приемник может содержать один или большее количество геофонов или акселерометров. В целом, приемник может быть любым устройством, способным определять векторную величину, такую как сила, скорость, ускорение, смещение и т. д. Кроме того, приемник может содержать множество датчиков в одном пакете или в отдельных пакетах. В некоторых вариантах реализации изобретения блок 404 может содержать некоторое преобразование сигнала, такое как фильтрация, быстрое преобразование Фурье (FFT) и т. д.

На этапе 406 одно или большее количество трехмерных изображений 408 формируются с использованием собранных данных и подаются на выход. Как было рассмотрено в связи с ФИГ. 5, источник может излучать сигнал в плоскости, ортогональной оси ствола скважины и параллельной плоскости XY, который может быть разделен на его составные части: S_y и S_x. Приемник принимает отраженные сигналы по трем осям, так что принятые сигналы можно разделить на их составные части: R_x, R_y и R_z. Принятые сигналы могут дополнительно разбиваться на основе компонента сигнала источника, которому они соответствуют. Таким образом, компонент R_x может быть разделен на S_xR_x и S_yR_x, компонент R_y может быть разделен на S_xR_y и S_yR_y, а компонент R_z может быть разделен на S_xR_z и S_yR_z. Каждый из них может соответствовать продольному Р и поперечным S1, S2 компонентам отраженного сигнала. Путем соединения различных компонентов (S_xR_x, S_yR_x, S_xR_y, S_yR_y, S_xR_z и S_yR_z) и анализа собранных данных могут быть созданы изображения различных особых элементов, расположенных в объеме материала, окружающего ствол скважины и простирающегося наружу на 50 метров или более.

На этапе 410 могут определяться и подаваться на выход значения простирания 412 и падения 414. Как описано выше со ссылкой на ФИГ. 5, простирание определяется как угол азимута плоскости обнаруженного особого элемента со стволом скважины, а падение представляет собой угол, который обнаруженный особый элемент образует со стволом скважины. После формирования изображений 408 объема, окружающего ствол скважины, значения простирания 412 и падения 414 могут быть определены непосредственно из одного или большего количества изображений 408 и поданы на выход.

Хотя трехмерные изображения позволяют проводить более тщательную и полную оценку пласта и значений простирания и падения, трехмерная визуализация может потребовать большей вычислительной мощности и занимать больше времени, чем двумерная визуализация. Соответственно, в некоторых применениях пользователи могут отдать предпочтение двумерной визуализации или могут выполнять двумерную визуализацию в качестве предварительного этапа перед трехмерной визуализацией.

На ФИГ. 7 приведена блок-схема процесса 500 проведения измерений и получения двумерных изображений объема вокруг ствола скважины. На этапе 502 сигнал излучается источником измерительного прибора. Как было рассмотрено выше, источник может излучать сигнал в плоскости, параллельной плоскости XY и ортогональной к оси ствола скважины, в объем материала, окружающего ствол скважины. Однако источником может быть любое количество других устройств, способных излучать сигнал в объем

монополюсный, диполюсный, 4-, 6-, 8-полюсный и т. д. Сигнал проникает глубоко (например, на 30, 40, или 50 метров или более) в объем материала, окружающего ствол скважины, поэтому могут быть обнаружены трещины широкого диапазона размеров. Например, сигнал может излучаться с соответствующей частотой для обнаружения целевых трещин и иметь достаточную мощность для исследования глубокого пласта.

На этапе 504 приемник принимает сигналы, отраженные от особых элементов в объеме материала, расположенного вокруг ствола скважины. Приемник содержит один или большее количество датчиков, способных принимать компоненты Р, S1, и S2 отраженного сигнала. Например, приемник может иметь первый и второй элементы, ориентированные в плоскости, параллельной плоскости XY и ортогональной оси ствола скважины. Третий элемент может быть ориентирован соосно или параллельно оси ствола скважины. Компонент Р отраженного сигнала распространяется вдоль оси распространения, в изотропной среде компонент S1 поляризован в плоскости распространения, а компонент S2 поляризован перпендикулярно плоскости распространения. По существу, первый и второй элементы, ориентированные в плоскости, ортогональной оси ствола скважины, принимают компонент Р и компонент S2 отраженного сигнала. Третий элемент, ориентированный параллельно оси ствола скважины, принимает компонент S1. В анизотропных средах соответствующие компоненты P, S1 и S2 полностью регистрируются указанными 3 компонентами приемника. В некоторых вариантах реализации изобретения приемник может быть трехкомпонентным (3C) датчиком (например, трехосным магниторезистивным датчиком, пьезоэлектрическим датчиком, магнитостриктивным, емкостным датчиком, MEMS-датчиками и т.д.). В других вариантах реализации изобретения приемник может содержать один или большее количество геофонов или акселерометров. Кроме того, приемник может содержать множество датчиков в одном пакете или в отдельных пакетах. В некоторых вариантах реализации изобретения блок 504 может содержать некоторое преобразование сигнала, такое как фильтрация, быстрое преобразование Фурье (FFT от англ. fast Fourier transforms) и т. д.

На этапе 506 собранные данные разделяются на данные для сигналов, перемещающихся вверх и вниз. Данные для сигналов, перемещающихся вверх и вниз, используются раздельно для формирования изображений, а затем объединяются для получения интегрированного изображения.

На этапе 508 двумерные изображения генерируются для плоскости XZ 510 и плоскости YZ 512 и подаются на выход. Данные S_xR_x, S_xR_z и S_yR_y используются для формирования изображения для плоскости XZ 510. В изображении плоскости XZ компонент Р соответствует S_xR_x, компонент S1 соответствует S_xR_z, а компонент S2 соответствует S_yR_y. Данные S_yR_y, S_yR_z и S_xR_x используются для формирования изображения для плоскости YZ 512. Компонент Р соответствует S_yR_y, компонент S1 соответствует S_yR_z, а компонент S2 соответствует S_xR_x.

На этапе 514 могут определяться значения простирания 412 и падения 414. На основании исключительно двумерных изображений, описанных выше, для плоскости XZ и плоскости YZ, значения простирания 412 и падения 414 для обнаруженного особого элемента могут не определяться. Однако, принимая во внимание значения S_xR_y и S_yR_x, можно оценить простирание 412 и падение 414 и подать их на выход.

В раскрытых способах используется по меньшей мере один источник и по меньшей мере один трехкомпонентный приемник для оценки пласта, а именно объема материала, расположенного вокруг ствола скважины и проходящего наружу на 50 метров или более. Определяя продольный компонент Р и оба поперечных компонента S1 и S2, можно получать двумерную и/или трехмерную визуализацию объема, позволяющую оценить двупреломление объема и обнаружить микротрещины величиной на несколько порядков ниже шкалы разрешения. Источник может работать в монопольном режиме или многорежимно (т .е. диполь, квадрополь, гексополь, октополь и т. д.). Кроме того, описанный измерительный прибор и соответствующие технологии могут использоваться в укрепленных и/или открытых стволах скважин. Кроме того, описанный измерительный прибор может использоваться в процессе каротажа во время подъема буровой колонны (LWT), каротажа во время бурения (LWD), измерения во время бурения (MWD от англ. measurement while drilling) или кабельных операций.

В этом письменном описании используются примеры, раскрывающие заявленный объект изобретения, включая лучший режим, а также позволяющие любому специалисту в данной области техники применять описанный объект изобретения на практике, включая создание и использование любых устройств или систем и выполнение любых встроенных способов. Патентуемый объем изобретения определяется формулой изобретения и может включать другие примеры, очевидные для специалистов в данной области техники. Предполагается, что подобные другие примеры входят в объем формулы изобретения, если они содержат структурные элементы, которые не отличаются от буквальных формулировок формулы изобретения, или если они включают эквивалентные структурные элементы с несущественными отличиями от буквальных формулировок формулы изобретения.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для разведки месторождений углеводородов. Предложен скважинный измерительный прибор, выполненный с возможностью прохождения через ствол скважины, который содержит источник и 3-компонентный приемник. Источник выполнен с возможностью излучения сигнала источника, который может представлять собой продольную или поперечную волну, в объем материала, окружающего ствол скважины. Сигнал источника распространяется через объем материала, окружающего ствол скважины, и отражается от особенных элементов, расположенных в объеме материала, окружающего ствол скважины. Трехкомпонентный приемник содержит первый элемент, второй элемент и третий элемент. Первый элемент ориентирован в первой плоскости, ортогональной к оси ствола скважины, и получает первый компонент множества отражений сигнала источника. Второй элемент ориентирован в первой плоскости, ортогональной к первому элементу, и получает второй компонент множества отражений сигнала источника. Третий элемент ориентирован параллельно оси и получает третий компонент множества отражений сигнала источника. Технический результат – повышение точности и информативности получаемых данных за счет обеспечения возможности обнаружения мелких и крупных трещин, простирающихся на десятки метров от ствола скважины, которые могут служить хранилищем или проводящими путями для углеводородов. 2 н. и 8 з.п. ф-лы. 7 ил.

1. Скважинный измерительный прибор (20), выполненный с возможностью прохождения через ствол (16) скважины и содержащий:

вибрационный источник (22), выполненный с возможностью излучения сигнала (100) источника в объем материала (21), окружающего ствол (16) скважины, причем сигнал (100) источника сконфигурирован с возможностью распространения через объем материала (21), окружающего ствол (16) скважины, и отражения от особых элементов (26), расположенных в объеме материала (21), окружающего ствол (16) скважины, и сигнал источника содержит как продольные, так и поперечные волны;

трехкомпонентный приемник (24), содержащий:

первый элемент (206), ориентированный в первой плоскости ортогонально оси (200) ствола (16) скважины и выполненный с возможностью приема первого множества отражений сигнала (100) источника;

второй элемент (208), ориентированный в первой плоскости ортогонально первому элементу (206) и выполненный с возможностью приема второго множества отражений сигнала (100) источника; и

третий элемент (210), ориентированный параллельно оси (200) ствола (16) скважины и выполненный с возможностью приема третьего множества отражений сигнала источника (22),

причем скважинный измерительный прибор выполнен с возможностью получения принятых первого, второго и третьего множеств отражений сигнала источника; и

вычислительное устройство, выполненное с возможностью анализа принятых первого, второго и третьего множеств отражений сигнала источника и формирования на их основе одного или большего количества изображений объема материала, окружающего ствол скважины, включающих одно или большее количество двумерных изображений, и при этом вычислительное устройство выполнено с возможностью оценки простирания и падения пласта на основе одного или большего количества двумерных изображений.

2. Скважинный измерительный прибор (20) по п. 1, отличающийся тем, что источник (22) выполнен с возможностью излучения сигнала источника вдоль второй плоскости, перпендикулярной оси (200) ствола скважины.

3. Скважинный измерительный прибор (20) по п. 1, отличающийся тем, что первое и второе множества отражений содержат продольный компонент (Р) сигнала (100) источника и второй поперечный компонент (S2) сигнала (100) источника.

4. Скважинный измерительный прибор (20) по п. 1, отличающийся тем, что третье множество отражений содержит первый поперечный компонент (S1) сигнала (100) источника.

5. Скважинный измерительный прибор (20) по п. 1, отличающийся тем, что трехкомпонентный приемник (24) содержит трехосный магниторезистивный датчик.

6. Скважинный измерительный прибор (20) по п. 1, отличающийся тем, что трехкомпонентный приемник (24) содержит один или большее количество геофонов.

7. Скважинный измерительный прибор (20) по п. 1, отличающийся тем, что трехкомпонентный приемник (24) содержит один или большее количество акселерометров.

8. Способ каротажа скважины, включающий:

перемещение скважинного измерительного прибора (20) в стволе (16) скважины;

излучение (402) вибрационным источником (22) скважинного измерительного прибора (20) сигнала (100) источника в объем материала (21), окружающего ствол (16) скважины, причем сигнал (100) источника сконфигурирован с возможностью распространения через объем материала (21), окружающего ствол (16) скважины, и отражения от особых элементов (26), расположенных в объеме материала (21), окружающего ствол (16) скважины, и сигнал источника содержит как продольные, так и поперечные волны;

прием посредством первого элемента (206) трехкомпонентного приемника (24) первого множества отражений сигнала (100) источника, при этом первый элемент (206) ориентирован в первой плоскости ортогонально оси (200) ствола (16) скважины;

прием посредством второго элемента (208) трехкомпонентного приемника (24) второго множества отражений сигнала (100) источника, при этом второй элемент (208) ориентирован в первой плоскости ортогонально первому элементу (206);

прием посредством третьего элемента (210) трехкомпонентного приемника (24) третьего множества отражений сигнала (100) источника, при этом третий элемент (210) ориентирован параллельно оси (200) ствола скважины;

формирование (508) одного или большего количества двумерных изображений (510, 512) объема материала (21), окружающего ствол (16) скважины, на основе первого, второго и третьего множеств отражений сигнала (100) источника; и

оценку (514) простирания (412) и падения (414) пласта на основе одного или большего количества двумерных изображений (510, 512).

9. Способ по п. 8, включающий формирование (406) одного или большего количества трехмерных изображений (408) объема материала (21), окружающего ствол (16) скважины, на основе первого, второго и третьего множеств отражений сигнала (100) источника.

10. Способ по п. 9, включающий определение простирания и падения пласта (410) на основе одного или большего количества трехмерных изображений (408).