CN107667302B - 使用激发极化效应监测碳氢化合物储层 - Google Patents
使用激发极化效应监测碳氢化合物储层 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107667302B CN107667302B CN201680031914.1A CN201680031914A CN107667302B CN 107667302 B CN107667302 B CN 107667302B CN 201680031914 A CN201680031914 A CN 201680031914A CN 107667302 B CN107667302 B CN 107667302B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- induced polarization
- stratum
- layer band
- subterranean layer
- resistivity
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 230000010287 polarization Effects 0.000 title claims abstract description 113
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 51
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 50
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 44
- 230000000694 effects Effects 0.000 title claims abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 91
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 30
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 29
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 28
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 24
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 22
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims description 16
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims description 16
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 9
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 7
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 claims description 5
- 239000011368 organic material Substances 0.000 claims description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 4
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 244000035744 Hura crepitans Species 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N ferrosoferric oxide Chemical compound O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 for example Substances 0.000 description 2
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 2
- 238000012886 linear function Methods 0.000 description 2
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000206596 Halomonas Species 0.000 description 1
- 240000002853 Nelumbo nucifera Species 0.000 description 1
- 235000006508 Nelumbo nucifera Nutrition 0.000 description 1
- 235000006510 Nelumbo pentapetala Nutrition 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 229910052593 corundum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 229910001845 yogo sapphire Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/02—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with propagation of electric current
- G01V3/06—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with propagation of electric current using ac
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/20—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with propagation of electric current
- G01V3/24—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with propagation of electric current using ac
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/34—Transmitting data to recording or processing apparatus; Recording data
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/38—Processing data, e.g. for analysis, for interpretation, for correction
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
使用激发极化效应监测碳氢化合物储层的一些示例包括使用激发极化流体在地下层带中激发极化。地下层带包括第一地层和第二地层。第一地层中的碳氢化合物的量大于第二地层中的碳氢化合物的量。从地下层带获得激发极化数据。来自第一地层的激发极化数据的部分不同于来自第二地层的激发极化数据的部分。基于获得的激发极化数据识别地下层带中的第二地层。
Description
相关申请的交叉引用
本申请主张2015年3月30日提出申请的美国临时申请第62/140,188号的优先权,所述申请通过引用在此全文并入供参考。
技术领域
本申请涉及碳氢化合物储层监控或碳氢化合物储层成像(或两者)。
背景技术
电磁(EM)勘探被广泛地用在地球物理探测及其它应用中。这些勘探基于地面上、井筒中、海洋底部处或来自空中平台的电场或磁场(或两者)的测量值。与传统的地震技术相比较,EM技术是地下碳氢化合物的更加可靠且直接的指示。EM技术可以对传统的地震技术进行补充并且可以提高勘探成功率。EM方法可以通过一体式四维EM数据采集/解释方法的研发扩展至开采阶段以用于监控与强化开采(“EOR”)有关的生产井和地质构造中二氧化碳沉积物的环境监控。
发明内容
本申请涉及使用激发极化效应监控碳氢化合物储层。
在一些方面中,方法包括使用激发极化流体在地下层带中激发极化。地下层带包括第一地层和第二地层。第一地层中的碳氢化合物的量大于第二地层中的碳氢化合物的量。从地下层带获得激发极化数据。来自第一地层的激发极化数据的部分不同于来自第二地层的激发极化数据的部分。基于获得的激发极化数据识别地下层带中的第二地层。
该方面及其它方面可以包括以下特征中的一个或多个。激发极化流体可以流入到地下层带中。第二地层可以比第一地层吸收更多的激发极化流体。激发极化流体可以包括注入流体,所述注入流体可以包括被配置成在电磁场中激发极化的多个颗粒。多个颗粒可以包括纳米颗粒。注入流体可以包括有机材料。多个颗粒可以包括无机材料。注入流体可以包括盐水。地下层带可以包括注入井眼,激发极化流体可以流入到所述注入井眼中。可以部分地基于获得的激发极化数据追踪激发极化流体通过注入井眼的流动。第一地层可以包括至少部分地充满有碳氢化合物的储层岩石。为了使用激发极化流体在地下层带中激发极化,激发极化***可以被定位在地下层带中。发射器可以被配置成发射电磁信号通过地下层带。相应于电磁信号可以在地下层带中生成激发极化数据。每一个接收器都可以被配置成响应于电磁信号至少部分地测量在地下层带中产生的激发极化数据的一部分。为了基于获得的激发极化数据识别第二地层,可以根据激发极化数据确定地下层带中的电阻率和荷电率的体积分布。为了确定地下层带中的电阻率和荷电率的体积分布,可以将三维电磁反演技术应用到获得的激发极化数据上。可以监测地下层带中的电阻率和荷电率的变化。电阻率和荷电率的变化可以与地下层带中的岩层相关联。第一地层中的电阻率和荷电率的变化可以与已经吸收了激发极化流体的第二地层中的电阻率和荷电率的变化不同。将电阻率和荷电率的变化与地下层带中的岩层相关联可以包括基于第一地层中的电阻率和荷电率的变化与已经吸收了激发极化流体地第二地层中的电阻率和荷电率的变化之间的差异对第一地层与第二地层进行区分。
在一些方面,一***包括被配置成执行操作的处理电路。所述操作包括从地下层带获得激发极化数据。地下层带包括第一地层和第二地层。第一地层中的碳氢化合物的量大于第二地层中的碳氢化合物的量。从地下层带获得激发极化数据。来自第一地层的激发极化数据的部分不同于来自第二地层的激发极化数据的部分。操作包括基于获得的激发极化数据识别地下层带中的第二地层。
该方面及其它方面可以包括以下特征中的一个或多个。发射器可以被定位在地下层带内。多个接收器可以被定位在地下层带的表面上。发射器可以被配置成发射电磁信号通过地下层带。激发极化数据响应于电磁信号产生于地下层带中。每一个接收器都可以被配置成至少测量响应于电磁信号产生于地下层带中的激发极化数据的一部分。***可以包括激发极化流体,所述激发极化流体包括多个颗粒,所述多个颗粒被配置成在电磁场中激发极化。多个颗粒可以包括纳米颗粒。注入流体可以包括有机材料。多个颗粒可以包括无机材料。注入流体可以包括盐水。地下层带可以包括注入井眼,其中激发极化流体可以流入到所述注入井眼中。处理电路可以进一步被配置成部分地基于获得的激发极化数据追踪激发极化流体通过注入井眼的流动。所述***可以包括被配置成使激发极化流体流入到地下层带中的泵送***。为了基于获得的激发极化数据识别第二地层,处理电路可以被配置成根据激发极化数据确定地下层带中的电阻率和荷电率的体积分布。为了根据激发极化数据确定地下层带中的电阻率和荷电率的体积分布,处理电路可以被配置成将三维电磁反演技术应用到获得的激发极化数据上。处理电路可以是被配置成监测地下层带中的电阻率和荷电率的变化并将电阻率和荷电率的变化与地下层带中的岩层相关联。电阻率和荷电率的变化可以与地下层带中的岩层相关联。第一地层中的电阻率和荷电率的变化可以与第二地层中的电阻率和荷电率的变化不同在于已经吸收了激发极化流体。为了将电阻率和荷电率与地下层带中的岩层相关联,处理电路可以被配置成能够基于第一地层中的电阻率和荷电率的变化与已经吸收了激发极化流体的第二地层中的电阻率和荷电率的变化之间的差异对第一地层与第二地层进行区分。
在以下附图和描述中阐述了本说明书中所述的主题的一个或多个实施方式的细节。主题的其它特征、方面和优点将从所述描述、附图和权利要求变得清楚。
附图说明
图1是包括激发极化***的地下层带的示例的示意图;
图2A和2B显示了已经吸收了激发极化流体的示例性岩石的复电阻率谱的示例;
图2C显示了为地下层带的一部分确定的复电阻率谱的示例;
图3是用于使用激发极化监控地下层带的方法的示例的流程图。
具体实施方式
EM技术可以用于通过结合地面和井眼电阻率测绘监测碳氢化合物储层。基于电阻率监测碳氢化合物储层的一种技术是将示踪剂流体注入到储层中。示踪剂流体具有不同于被注入有流体的储层的电阻率的电阻率。这种监测技术受到限制,这是因为在钻井过程期间注入的流体可能具有高导电性,并且添加导电颗粒可能会对所观察到的EM数据产生无意义的影响。
本申请描述了使用激发极化效应监测碳氢化合物储层。在一些实施方案中,充满纳米颗粒的一种或多种储层示踪剂流体(在本申请中称为激发极化流体)被注入到地下层带中。地下层带可以包括地层、地层的一部分或多个地层。如下所述,充满纳米颗粒的示踪剂流体可以在地下层带中的储层岩石中生成激发极化(IP)效应。在含有碳氢化合物(例如,油、气体、其它碳氢化合物或其组合)的储层岩石中的IP效应可以不同于在含有相对较少的碳氢化合物的储层岩石中的IP效应。使用这里所述的电磁法,可以测量来自地下层带的IP响应,并使用所述IP响应绘制地下层带或监测注入流体在地下层带中的移动(或两者)。具体地,使载液中的纳米颗粒流动通过储层可以增加IP响应在地层中含碳氢化合物较多部分和含碳氢化合物相对较少部分之间的对比度。另外,将纳米颗粒包括在载液中可以增加IP响应的对比度,其中所述IP响应仅使用载液获得。
测绘地下层带或监测注入流体在地下层带中的移动(或两者)可以增加地下层带的碳氢化合物开采。这里所述的技术还可以被实施以优化井眼在地下层带中的设置。最终测绘井间容积中的碳氢化合物聚集物允许识别旁通的储层并最大化碳氢化合物开采。
图1是包括IP***150的地下层带104的示例的示意图。地下层带104可以包括地层105a、多个地层(例如,第一地层105a、第二地层105b、或其它地层)、或地层的一部分。地下层带104可以包括要被钻进或正在被钻进以用于碳氢化合物或已经被钻以及将从其开采或正在开采碳氢化合物的地理区域。在一些实施方案中,井眼112可以已经被钻进地下层带104中。井眼112的所有或多个部分可以被下有套管114。例如,井眼112可以是开采井眼或注入井眼,注入流体将被注入到所述井眼中以用于在邻近开采井眼(未示出)中的二次或三次开采。在一些实施方案中,可以在没有井眼的情况下实施这里所述的技术。
在一些实施方案中,IP***150可以是子地面与地面***,其被配置成测量储层岩石中的谱IP效应。IP***150可以包括位于子地面即在地面102下方和地下层带104内的发射器***。在一些实施方案中,发射器***可以包括发射偶极子,所述发射偶极子包括两个电极点:用作地面接地点的第一电极109a和在套管114内部接地(或在地下层带104内部某一深度处接地)的第二电极109b。IP***150还可以包括位于地面102上的多个接收器(例如,第一接收器110a、第二接收器110b、种第三接收器110c、第四接收器110d、第五接收器110e、以及或多或少的接收器)。在一些实施方案中,多个接收器可以分布在地面102上的不同位置处以形成二维阵列。例如,多个接收器可以被分布在地面102上,以使得到井眼112的入口在阵列的中心处。在一些实施方案中,发射器109a和109b可以位于多个井眼内部。在一些实施方案中,接收器的系列可以位于地下层带104(即,地面102下方)中。
在一些实施方案中,泵送***106可以将IP流体125泵送到地下层带104中。IP流体125可以是含有有机物质的任何流体。IP流体125可以是具有可变盐的含水流体(例如,水)。例如,流体可以包括盐水。在一些实施方案中,流体可以被注入以流入到注入井眼中。流体可以是掺杂有多个颗粒,例如,纳米颗粒或具有尺寸范围的颗粒(例如,纳米和微米尺寸颗粒的混合物)。颗粒可以包括无机材料。例如,颗粒可以包括铁材料或极化可以显示电磁场中的极化的其它材料。具有多个颗粒的掺杂流体可以产生IP流体,在所述IP流体中,可以在电磁场中激发极化。可以使用的颗粒的示例包括为纳米颗粒形式的Fe3O4、Fe2O3、NiO、Al2O3或在频率可变电磁场下能够具有激发极化效应(即,荷电率)的任何其它纳米颗粒。
与其它部分相比较,地下层带104可以包括携带更高量的碳氢化合物(例如,油、气体或其它碳氢化合物)的一些部分。例如,一些部分可以基本上充满碳氢化合物,而其它部分基本上没有碳氢化合物。被携带更高量碳氢化合物的部分吸收的IP流体125的量小于被携带较低量碳氢化合物的部分所吸收的IP流体125的量。IP***150可以包括处理电路,所述处理电路被配置成基于由IP流体125输出的IP数据对地下层带104成像。这种成像可以区分地下层带中的携带更多碳氢化合物的部分与携带相对较少碳氢化合物的部分。
在操作中,泵送***106可以***作以使IP流体125流入到地下层带104中。在一些实施方案中,IP流体125可以通过注入井被注入到地下层带104中。流入到地下层带125中的IP流体125的量可以足以占据储层中的多孔空间中的大部分,以使得可以在所关心的区域中测量激发极化变化。仅举几个例子,储层中的多孔空间的显著百分比可以包括例如大于多孔空间的30%、在多孔空间的40%和90%之间、在多孔空间饿50%和80%之间、在多孔空间的60%和70%之间。IP***150中的处理电路可以连接到发射器***和多个接收器。处理电路可以使发射器***发射电磁信号通过地下层带104。电磁信号可以是正弦曲线并具有选自0.01Hz(赫兹)到1kHz(千赫兹)的频率范围。可以选择正弦曲线波形的振幅以提供从200mV(毫伏)到10伏的高信噪比。来自地下层带104的多个部分的响应可以与来自诸如参考电阻器的参考的相对应响应进行比较。对于每一对响应,可以对每一个电流频率记录和存储两个正弦曲线波形之间的相位差和振幅差。对于每一个频率,所述差可以被转换成复电阻率的实部和虚部。当比较时,这些单独的复电阻率测量值形成复电阻率谱。在响应中,流动通过地下层带104的IP流体125可以输出IP数据。
多个接收器可以记录频域或时域EM场和与穿过地下层带104的不同部分的IP流体125有关的相对应的谱IP效应。多个接收器可以将所记录的EM场发送给处理电路。图2A和2B显示了已经吸收了IP流体125的示例性岩石的复电阻率谱的示例。谱显示掺杂在部分饱和(10%V/V)的盐水砂盒的铁纳米颗粒的量(体积百分比)的复电阻率的相关性。图2A显示掺杂在盐水中的无机铁纳米颗粒的不同体积百分比的复电阻率谱的实部的曲线图。图2B显示掺杂在部分(10%v/v)饱和的盐水砂盒中的铁纳米颗粒的同一复电阻率谱的虚部。
使用从多个接收器接收到的获得的谱感应电势数据,处理电路可以确定地下层带104的电阻率和荷电率的体积图像。为此,在一些实施方案中,处理电路可以实施三维电磁反演技术以获得感应电势数据。
感应电势现象可以通过地下层带104的复合地电模式在数学上被解释。所述模式基于有效介质方法,其考虑了多孔空间的体积极化和地面极化。复地电模式可以允许不同类型的岩石与矿物质的物理特性(例如,导电率、孔隙度、极化度)与松弛模型的参数之间的建模关系。激发极化的广义有效介质理论(GEMTIP)以统一的方式处理岩石的不同复杂多相复合模型。在一些实施方案中,处理电路可以实施由充满任意定向椭圆包含物的介质的GEMTIP模型。椭圆包含物可以用于描述多孔空间中的从扁长椭圆体、近似薄层压层到相对较薄的扁圆椭圆体、近似薄毛细管的各种不同形状。GEMTIP模型参数可以包括直流电阻率、ρ0、荷电率参数、时间常数、和复电阻率曲线的衰减常数。荷电率术语是包含物的分数体积的线性函数,因此可以被表示为孔隙度的线性函数。
使用在地下层带104上采集到的感应电势数据的三维电磁反演技术,处理电路可以由三维荷电率模式的转化恢复三维孔隙度模式。处理电路可以通过同时解释三维荷电率模型与三维电阻率模型的变换确定三维流体饱和度模型。
根据GEMTIP方法,用于具有任意定向的椭圆包含物的有效电阻率模型由以下方程给出:
在以上方程中,ρ0是直流电阻率,ω是频率,p是荷电率参数,τ时间常数,以及C是松弛参数。系数γα和sα(α=x,y,z)是是由用于近似多孔空间的椭圆包含物的几何特征限定的结构参数。未知的模型参数的矢量被引入。
m=[p,τ,C,γ,s]
观察数据(即,作为频率的函数的复电阻率的值)的矢量d:
d=[ρe(ω1),ρe(ω2),...ρe(ωn)]
使用这些说明,以上方程可以被写成以下形式:
d=A(m)
为了获得GEMTIP模型的参数,可以相对于m来求解以上方程。为此,处理电路可以基于规则化变化梯度(RCG)方法实施反演算法,所述规则化变化梯度方法是根据以下公式使用变化梯度方向对每一次迭代更新模型参数的迭代求解器
在以上方程中,kn表示迭代步骤。对来自碳酸盐岩储层的原油中饱和的岩石取样比较观察的数据和GEMTIP预测数据的实验结果已经显示了通过GEMTIP模型能够很好地拟合观察的复电阻率数据。当对从碳酸盐岩储层获得的其它岩石样品比较观察数据和GEMTIP预测数据时,也可观察到类似良好的拟合。
在一些实施方案中,处理电路可以监测地下层带104中的电阻率和荷电率的变化,并将电阻率和荷电率的变化与地下层带中的岩层相关联。例如,处理电路可以确定在地下层带中携带更高量的碳氢化合物的部分中的电阻率和荷电率不同于在地下层带中已经吸收了IP流体125的部分中的电阻率和荷电率的变化。为了将电阻率和荷电率与地下层带中的岩层相关联,处理电路可以基于相应电阻率和荷电率的变化之间的差在具有不同量碳氢化合物的部分之间进行区分。依此方式,处理电路可以生成岩层的电阻率和荷电率的体积图像。使用所述的三维反演技术,处理电路可以产生具有在地下层带104的已经吸收有IP流体125的部分与携带已经吸收较少量IP流体125或没有IP流体被吸收的更多碳氢化合物的部分之间的尖锐对比度的图像。
图2C显示了为地下层带的一部分确定的复电阻率谱的示例。图2C中所示的地下层带的所述部分横跨约2.3千米(km)乘约4.6km。谱的一些区域(例如,蓝色区域)是低激发极化区域,而谱的其它区域(例如,红色区域、橙色区域、黄色区域)是相对较高的激发极化区域。谱中的绿色区域表示低激发极化与高激发极化之间的中间激发极化区域。
图3是用于使用IP监测地下层带的方法300的示例的流程图。在一些实施方案中,方法300可以通过IP***100被实施。在步骤302处,注入流体被掺杂有多个颗粒,从而产生IP流体125。例如,注入流体可以包括盐水。颗粒可以包括无机纳米颗粒,例如,铁纳米颗粒。
在步骤304处,IP流体被流入到地下层带中。例如,IP流体125可以使用泵送***106流入到地下层带104中。如上所述,地下层带的一些部分(例如,在同一地层中的多个部分或不同地层中的多个部分)可以携带比地下层带的其它部分多的碳氢化合物。与携带相对较多碳氢化合物的部分相比较,携带较少碳氢化合物的地下层带的部分可以吸收更多量的IP流体125。
在步骤306处,电磁信号被发射通过地下层带。例如,发射器***被定位在地下层带104中。发射器***将电磁信号发射通过地下层带。电磁信号在IP流体125中激发极化。
在步骤308处,获得IP数据。例如,多个接收器(例如,接收器110a、110b、110c、110d、110e、或或多或少的接收器)测量响应于电磁信号获得的IP数据,所述接收器中的每一个都被定位在地面102上。
在步骤310处,识别地下层带中与其它部分相比携带较少碳氢化合物的部分。例如,如上所述,根据IP数据确定地下层带104中的电阻率和荷电率的体积分布。通过将3D电磁反演技术应用在获得的IP数据上来确定地下层带104中的电阻率和荷电率的体积分布。地下层带104中携带更多碳氢化合物的部分的体积分布将不同于地下层带104中携带相对较少碳氢化合物的部分的体积分布。电阻率和荷电率的体积分布的不同可以与地下层带104的部分相关联。依此方式,地下层带104中携带更多碳氢化合物的部分可以与携带相对较少碳氢化合物的部分区分开。
因此,已经描述了主题的具体实施方式。其它实施方案在随后的权利要求的保护范围内。
Claims (22)
1.一种用于使用激发极化效应监测碳氢化合物储层的方法,包括:
使用激发极化流体在地下层带中激发极化,所述地下层带包括第一地层和第二地层,所述第一地层中的碳氢化合物的量大于所述第二地层中的碳氢化合物的量;
从所述地下层带获得激发极化数据,所述激发极化数据中的来自所述第一地层的部分不同于所述激发极化数据中的来自所述第二地层的部分;以及
基于获得的激发极化数据识别所述地下层带中的第二地层,
其中基于获得的激发极化数据识别所述地下层带中的第二地层包括:
由激发极化数据确定地下层带中的电阻率和荷电率的体积分布;以及
其中确定地下层带中的电阻率和荷电率的体积分布包括:
将三维电磁反演技术应用到获得的激发极化数据上。
2.根据权利要求1所述的方法,还包括:
使激发极化流体流入到地下层带中,其中所述第二地层比所述第一地层吸收更多的激发极化流体。
3.根据权利要求1所述的方法,其中激发极化流体包括注入流体,所述注入流体包括被配置成在电磁场中激发极化的多个颗粒。
4.根据权利要求3所述的方法,其中,所述多个颗粒包括纳米颗粒。
5.根据权利要求3所述的方法,其中,所述注入流体包括有机材料,并且所述多个颗粒包括无机材料。
6.根据权利要求3所述的方法,其中,所述注入流体包括盐水。
7.根据权利要求1所述的方法,其中,所述地下层带包括注入井眼,所述激发极化流体流入到所述注入井眼中。
8.根据权利要求7所述的方法,还包括:
部分地基于获得的激发极化数据追踪激发极化流体通过所述注入井眼的流动。
9.根据权利要求1所述的方法,其中,所述第一地层包括至少部分地充满有碳氢化合物的储层岩石。
10.根据权利要求1所述的方法,还包括:
监测地下层带中的电阻率和荷电率的变化;和
将电阻率和荷电率的变化与地下层带中的岩层相关联。
11.根据权利要求10所述的方法,其中,所述第一地层中的电阻率和荷电率的变化与已经吸收了激发极化流体的所述第二地层中的电阻率和荷电率的变化不同,并且其中所述将电阻率和荷电率的变化与地下层带中的岩层相关联包括:
基于所述第一地层中的电阻率和荷电率的变化与已经吸收了激发极化流体的所述第二地层中的电阻率和荷电率的变化之间的差异,对所述第一地层和所述第二地层进行区分。
12.根据权利要求1所述的方法,其中,使用激发极化流体在地下层带中激发极化包括:
将处于多个不同频率的多个交流电流施加到所述地下层带,
其中从地下层带获得激发极化数据包括:
针对处于所述多个不同频率中的每一个频率的每一个交流电流,测量该交流电流的电压与电流之间的相应相位移;以及
针对所述多个不同频率,确定地下层带的复电阻率谱,所述复电阻率谱包括电阻率实部和电阻率虚部。
13.一种用于使用激发极化效应监测碳氢化合物储层的***,包括:
处理电路,所述处理电路被配置成执行包括以下操作:
从地下层带获得激发极化数据,所述地下层带包括第一地层和第二地层,所述第一地层中的碳氢化合物的量大于所述第二地层中的碳氢化合物的量,激发极化数据是在所述地下层带中使用激发极化流体被激发的,激发极化数据中的来自所述第一地层的部分不同于激发极化数据中的来自第二地层的部分;以及
基于获得的激发极化数据识别所述地下层带中的第二地层,
其中为了基于获得的激发极化数据识别所述第二地层,所述处理电路被配置成根据激发极化数据确定地下层带中的电阻率和荷电率的体积分布;以及
其中为了根据激发极化数据确定所述地下层带中的电阻率和荷电率的体积分布,处理电路被配置成将三维电磁反演技术应用到所获得的激发极化数据上。
14.根据权利要求13所述的***,还包括:
被定位在所述地下层带中的发射器,所述发射器被配置成发射处于多个不同频率的多个交流电流通过所述地下层带,其中激发极化数据响应于处于所述多个不同频率的所述多个交流电流产生于所述地下层带中;以及
多个接收器,每一个接收器都定位在地下层带的地面上,每一个接收器都被配置成响应于处于所述多个不同频率的所述多个交流电流至少测量产生于地下层带中的激发极化数据的一部分,其中,对于处于相应频率的每一个交流电流来说,激发极化数据的所述部分包括地下层带的相应复电阻率谱。
15.根据权利要求13所述的***,还包括激发极化流体,所述激发极化流体包括注入流体,所述注入流体包括被配置成在电磁场中激发极化的多个颗粒。
16.根据权利要求15所述的***,其中,所述多个颗粒包括纳米颗粒。
17.根据权利要求15所述的***,其中,所述注入流体包括有机材料,而所述多个颗粒包括无机材料。
18.根据权利要求15所述的***,其中,所述注入流体包括盐水。
19.根据权利要求13所述的***,其中,所述地下层带包括注入井眼,激发极化流体流入到所述注入井眼中,并且其中所述处理电路还被配置成部分地基于获得的激发极化数据追踪激发极化流体通过注入井眼的流动。
20.根据权利要求13所述的***,还包括泵送***,所述泵送***被配置成使激发极化流体流入到所述地下层带中。
21.根据权利要求13所述的***,其中,所述处理电路进一步被配置成:
监测地下层带中的电阻率和荷电率的变化;以及
将电阻率和荷电率的变化与地下层带中的岩层相关联。
22.根据权利要求13所述的***,其中,所述第一地层中的电阻率和荷电率的变化与已经吸收了激发极化流体的所述第二地层中的电阻率和荷电率的变化不同,并且为了将电阻率和荷电率的变化与地下层带中的岩层相关联,所述处理电路被配置成基于第一地层中的电阻率和荷电率的变化与已经吸收了激发极化流体的第二地层中的电阻率和荷电率的变化之间的差异对所述第一地层与所述第二地层进行区分在于所述第二地层。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201562140188P | 2015-03-30 | 2015-03-30 | |
US62/140,188 | 2015-03-30 | ||
PCT/US2016/024648 WO2016160770A1 (en) | 2015-03-30 | 2016-03-29 | Monitoring hydrocarbon reservoirs using induced polarization effect |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN107667302A CN107667302A (zh) | 2018-02-06 |
CN107667302B true CN107667302B (zh) | 2019-11-01 |
Family
ID=55858884
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201680031914.1A Active CN107667302B (zh) | 2015-03-30 | 2016-03-29 | 使用激发极化效应监测碳氢化合物储层 |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US9983328B2 (zh) |
EP (1) | EP3278144A1 (zh) |
CN (1) | CN107667302B (zh) |
WO (1) | WO2016160770A1 (zh) |
Families Citing this family (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2016160770A1 (en) | 2015-03-30 | 2016-10-06 | Saudi Arabian Oil Company | Monitoring hydrocarbon reservoirs using induced polarization effect |
US10838101B2 (en) | 2018-05-23 | 2020-11-17 | Saudi Arabian Oil Company | Generating images of a reservoir based on introduction of a polymer-based contrast agent |
CN112305636B (zh) * | 2019-07-25 | 2023-10-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 基于岩石激发极化的渗透率确定方法及装置 |
US11248455B2 (en) | 2020-04-02 | 2022-02-15 | Saudi Arabian Oil Company | Acoustic geosteering in directional drilling |
WO2021240197A1 (en) | 2020-05-26 | 2021-12-02 | Saudi Arabian Oil Company | Geosteering in directional drilling |
EP4158153A1 (en) | 2020-05-26 | 2023-04-05 | Saudi Arabian Oil Company | Instrumented mandrel for coiled tubing drilling |
US12000277B2 (en) | 2020-05-26 | 2024-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Water detection for geosteering in directional drilling |
US20210389391A1 (en) | 2020-06-11 | 2021-12-16 | Technoimaging, Llc | System and Method for Reservoir Monitoring Using SQUID Magnetic Sensors |
US11427742B2 (en) | 2020-08-24 | 2022-08-30 | Saudi Arabian Oil Company | Fluorescent dye loaded polymeric taggants for depth determination in drilling wells |
US11988793B2 (en) * | 2020-09-30 | 2024-05-21 | Saudi Arabian Oil Company | Waterflood front imaging using segmentally insulated well liners as on-demand electrodes |
CA3223091A1 (en) | 2021-06-18 | 2022-12-22 | Philip Clegg | Determining presence and depth of materials in the earth |
CN114384593A (zh) * | 2022-01-18 | 2022-04-22 | 中国地质科学院 | 一种分布式三维激电数据采集处理装置及方法 |
US11846179B1 (en) | 2022-09-21 | 2023-12-19 | Saudi Arabian Oil Company | Covalent organic frameworks as tracers for fluorescent upstream imaging |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1570670A (zh) * | 2004-05-08 | 2005-01-26 | 大庆石油管理局 | 利用岩石激发极化谱确定孔隙结构和地层渗透率的方法 |
CN101542318A (zh) * | 2006-09-15 | 2009-09-23 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于勘测地质构造的电磁探头的天线及其应用 |
Family Cites Families (25)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH0726512B2 (ja) | 1989-12-29 | 1995-03-22 | 地熱技術開発株式会社 | 人工磁場を利用した地殻内亀裂形状、賦存状熊三次元検知システム |
US5877995A (en) * | 1991-05-06 | 1999-03-02 | Exxon Production Research Company | Geophysical prospecting |
US6447577B1 (en) | 2001-02-23 | 2002-09-10 | Intevep, S. A. | Method for removing H2S and CO2 from crude and gas streams |
US6739165B1 (en) | 2003-02-05 | 2004-05-25 | Kjt Enterprises, Inc. | Combined surface and wellbore electromagnetic measurement system and method for determining formation fluid properties |
US7721803B2 (en) | 2007-10-31 | 2010-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Nano-sized particle-coated proppants for formation fines fixation in proppant packs |
NO321856B1 (no) | 2004-10-13 | 2006-07-17 | Geocontrast As | Fremgangsmate for overvaking av resistivitet til en hydrokarbonholdig formasjon ved hjelp av et injisert sporingsfluid |
US8230918B2 (en) | 2007-05-24 | 2012-07-31 | Saudi Arabian Oil Company | Method of characterizing hydrocarbon reservoir fractures in situ with artificially enhanced magnetic anisotropy |
US7863901B2 (en) | 2007-05-25 | 2011-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Applications of wideband EM measurements for determining reservoir formation properties |
US8269501B2 (en) | 2008-01-08 | 2012-09-18 | William Marsh Rice University | Methods for magnetic imaging of geological structures |
US8253417B2 (en) | 2008-04-11 | 2012-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Electrolocation apparatus and methods for mapping from a subterranean well |
US8347985B2 (en) * | 2008-04-25 | 2013-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mulitmodal geosteering systems and methods |
CA2725088C (en) * | 2008-05-20 | 2017-03-28 | Oxane Materials, Inc. | Method of manufacture and the use of a functional proppant for determination of subterranean fracture geometries |
WO2011063023A2 (en) * | 2009-11-17 | 2011-05-26 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Determination of oil saturation in reservoir rock using paramagnetic nanoparticles and magnetic field |
US9080097B2 (en) | 2010-05-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Well servicing fluid |
US8638104B2 (en) | 2010-06-17 | 2014-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining spatial distribution of fluid injected into subsurface rock formations |
BR112012028666A2 (pt) * | 2010-07-16 | 2016-08-16 | Halliburton Energy Services Inc | sistema, e, método de perfilagem |
CA2831875A1 (en) * | 2011-03-30 | 2012-10-04 | Hunt Energy Enterprises, L.L.C. | Method and system for passive electroseismic surveying |
US20140239957A1 (en) | 2011-07-19 | 2014-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Using Low Frequency For Detecting Formation Structures Filled With Magnetic Fluid |
CA2904674C (en) | 2011-12-08 | 2018-04-24 | Saudi Arabian Oil Company | Super-resolution formation fluid imaging |
US8997868B2 (en) | 2012-06-21 | 2015-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using nanoparticle suspension aids in subterranean operations |
WO2014025565A1 (en) | 2012-08-07 | 2014-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of magnetic liquids for imaging and mapping porous subterranean formations |
AU2012392171B2 (en) | 2012-10-11 | 2016-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture sensing system and method |
CA2843625A1 (en) | 2013-02-21 | 2014-08-21 | Jose Antonio Rivero | Use of nanotracers for imaging and/or monitoring fluid flow and improved oil recovery |
US20150057196A1 (en) | 2013-08-22 | 2015-02-26 | Baker Hughes Incorporated | Aqueous downhole fluids having charged nano-particles and polymers |
WO2016160770A1 (en) | 2015-03-30 | 2016-10-06 | Saudi Arabian Oil Company | Monitoring hydrocarbon reservoirs using induced polarization effect |
-
2016
- 2016-03-29 WO PCT/US2016/024648 patent/WO2016160770A1/en active Application Filing
- 2016-03-29 EP EP16719160.0A patent/EP3278144A1/en not_active Withdrawn
- 2016-03-29 US US15/083,756 patent/US9983328B2/en active Active
- 2016-03-29 CN CN201680031914.1A patent/CN107667302B/zh active Active
-
2018
- 2018-05-29 US US15/991,826 patent/US10156654B2/en active Active
- 2018-09-13 US US16/130,764 patent/US10267943B2/en active Active
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1570670A (zh) * | 2004-05-08 | 2005-01-26 | 大庆石油管理局 | 利用岩石激发极化谱确定孔隙结构和地层渗透率的方法 |
CN101542318A (zh) * | 2006-09-15 | 2009-09-23 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于勘测地质构造的电磁探头的天线及其应用 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN107667302A (zh) | 2018-02-06 |
US9983328B2 (en) | 2018-05-29 |
EP3278144A1 (en) | 2018-02-07 |
US20160291194A1 (en) | 2016-10-06 |
US20190011593A1 (en) | 2019-01-10 |
US20180275306A1 (en) | 2018-09-27 |
WO2016160770A1 (en) | 2016-10-06 |
US10156654B2 (en) | 2018-12-18 |
US10267943B2 (en) | 2019-04-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN107667302B (zh) | 使用激发极化效应监测碳氢化合物储层 | |
CN101044417B (zh) | 油气藏监测方法 | |
CA2748901C (en) | Controlled source fracture monitoring | |
Glover et al. | Borehole electrokinetics | |
US20140239957A1 (en) | Using Low Frequency For Detecting Formation Structures Filled With Magnetic Fluid | |
CN104656157B (zh) | 一种识别页岩气甜点区的方法及装置 | |
US20150083404A1 (en) | Determining proppant and fluid distribution | |
CN108474249A (zh) | 使用方位角相位编码对地下地层和特征进行成像 | |
Djuraev et al. | Numerical Study of frequency-dependent seismoelectric coupling in partially-saturated porous media | |
Wilt et al. | Oil field reservoir characterization and monitoring using electromagnetic geophysical techniques | |
US10175379B2 (en) | System and method for surveying a subsurface of the earth | |
US20190162872A1 (en) | System and Method of Estimating Leakage Current Distribution Along Long Conductor Extending into the Earth | |
CN110501746A (zh) | 滚动式三维可控源电法监测评价钻井压裂方法 | |
MacLennan | Monitoring CO2 storage using well-casing source electromagnetics | |
Rassenfoss | Illuminating the reservoir | |
Komies et al. | Electromagnetic Technologies for Reservoir Mapping: Technology Review | |
Chen et al. | Characteristic analysis for dual-induction logging response in highly deviated wells and horizontal wells | |
Alile et al. | Geoelectrical Investigation of Groundwater Resources at Ikpoba Okha Local Government Area, Edo State, Nigeria | |
US20220180028A1 (en) | Downhole electrode placement optimization | |
Sunwall et al. | Alberto Marsala1, Michael S. Zhdanov2, 3, Vladimir Burtman3, 4, Leif Cox3 | |
US20240085584A1 (en) | System and Method for Combined Streaming Potential and Controlled-Source Electromagnetic Modeling | |
Marsala et al. | Feasibility study of reservoir monitoring using the induced polarization effect associated with nanoparticles | |
Denney | Crosswell technologies: New solutions for enhanced reservoir surveillance | |
Cheryauka et al. | Fast modeling of a tensor induction tool response in a horizontal well in inhomogeneous anisotropic formations | |
Zhigang et al. | The use of time-frequency domain electromagnetic (TFEM) technique to monitor hydraulic fracturing |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |