NO170243B - PROCEDURE FOR DETERMINING FORMOR POROSITY DURING DRILLING - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for bestemmelse av porøsiteten og/eller gassmetningen i et valgt område av en underjordisk geologisk formasjon, gjennomløpt av et borehull, under boring av borehullet med en borestreng med en borkrone i sin nedre ende. Med fremgangsmåten utsettes det valgte området for en nøytronfluks fra en nøytronkilde plassert i borestrengen over borekronen, en første verdi måles med en detektor plassert i borestrengen, det valgte området utsettes for en ytterligere nøytronfluks fra kilden ved et senere tidspunkt og en verdi måles med detektoren som indikerer konsentrasjonen av hydrogenatomer i det valgte området ved det senere tidspunkt. The present invention relates to a method for determining the porosity and/or gas saturation in a selected area of an underground geological formation, traversed by a borehole, during drilling of the borehole with a drill string with a drill bit at its lower end. With the method, the selected area is exposed to a neutron flux from a neutron source located in the drill string above the drill bit, a first value is measured with a detector located in the drill string, the selected area is exposed to a further neutron flux from the source at a later time and a value is measured with the detector which indicates the concentration of hydrogen atoms in the selected region at the later time.

Leting etter hydrokarboner under jordens overflate krever en detaljert kjennskap til strukturen av de ulike formasjoner eller strata som gjennombores for å evaluere den potensielle kommersielle verdi av råmaterialet som kan trekkes ut fra dette. En av de mest viktige dataer er porøsiteten i strata som gir en indikasjon på hulrom i et lag som kan være fylt med gass eller olje. Det har vært utviklet mange teknikker for å måle porøsiteten til formasjonen som omgir et borehull. Searching for hydrocarbons below the earth's surface requires a detailed knowledge of the structure of the various formations or strata that are drilled in order to evaluate the potential commercial value of the raw material that can be extracted from it. One of the most important data is the porosity in the strata which gives an indication of voids in a layer which may be filled with gas or oil. Many techniques have been developed to measure the porosity of the formation surrounding a borehole.

En teknikk anvender et verktøy som bærer en akustisk transmitter med én eller flere akustiske mottakere avstandsplassert fra transmitteren. Lydhastigheten transmittert gjennom formasjonen fra transmitteren til mottakeren måles. Dens mottak er relatert til porøsiteten, siden lyd beveger seg hurtigere i mindre porøse fjell enn i fluidfylte porer i jordformasjonene. One technique uses a tool that carries an acoustic transmitter with one or more acoustic receivers spaced from the transmitter. The speed of sound transmitted through the formation from the transmitter to the receiver is measured. Its reception is related to porosity, since sound travels faster in less porous rocks than in fluid-filled pores in the soil formations.

En annen teknikk tar i bruk gammastrålekilder og minst én detektor avstandsplassert fra disse for å måle elektrondensiteten i jordformasjonene ved gammastrålespredning. Denne teknikk fører til en måling hvor det kan trekkes slutning om porøsiteten til formasjonen. Another technique uses gamma ray sources and at least one detector spaced from these to measure the electron density in the earth formations by gamma ray scattering. This technique leads to a measurement from which an inference can be drawn about the porosity of the formation.

Nok en kjent teknikk anvender en nøytronkilde og enten en nøytron- eller gammastråledetektor som er følsom overfor lav energi, eller termifisert nøytrondensitet. Hydrogen er hovedmiddelet ansvarlig for nedbremsing av nøytronene som emitteres inn i jordformasjonene. Derfor, i en formasjon som inneholder en større mengde hydrogen enn den som er tilstede i formasjoner med lav porøsitet, bremses nøytronfordelingen mye hurtigere ned og holdes i det området av formasjonen som er nær kilden. Således vil tellehastighetene i avstandsbe-liggende, termiske, nøytronfølsomme detektorer som befinner seg flere centimeter eller mer fra kilden undertrykkes. I formasjoner med lavere porøsitet, som inneholder lite hydrogen, er også kildens nøytroner istand til å penetrere videre. Således økes tellehastighetene i detektoren eller detektorene. Another known technique uses a neutron source and either a neutron or gamma ray detector sensitive to low energy, or thermalized neutron density. Hydrogen is the main agent responsible for slowing down the neutrons that are emitted into the earth's formations. Therefore, in a formation containing a greater amount of hydrogen than is present in formations with low porosity, the neutron distribution is slowed down much more rapidly and is kept in the region of the formation close to the source. Thus, the counting rates in spaced, thermal, neutron-sensitive detectors located several centimeters or more from the source will be suppressed. In formations with lower porosity, which contain little hydrogen, the source's neutrons are also able to penetrate further. Thus, the counting speeds in the detector or detectors are increased.

Den sistnevnte av de ovenfor nevnte teknikker kan bruke lærdommene ifølge US-patent nr. 3,566,177 der porøsiteten, vanligvis referert til som "nøytronporøsitet" utledet fra et nøytron (nøytronloggeverktøy), kan sammenlignes med porø-sitetsverdien, vanligvis referert til som "densitetporøsi-teten" utledet fra et gamma-gammaformasjons densitetlogge-verktøy av typen beskrevet i US-patent nr. 3,321,625 for å detektere nærværet av hydrokarbongass i en formasjon. The latter of the above techniques can use the teachings of US Patent No. 3,566,177 where the porosity, commonly referred to as "neutron porosity" derived from a neutron (neutron logging tool), can be compared to the porosity value, commonly referred to as the "density porosity " derived from a gamma-gamma formation density logging tool of the type described in US Patent No. 3,321,625 for detecting the presence of hydrocarbon gas in a formation.

Porøsitetsmålinger blir oftest utført med vaierloggeverktøy for måling av nøytronporøsiteten med doble detektorer utstyrt med en nøytronemitterende kilde som bestråler formasjonen som skal undersøkes. Verktøyet presses vanligvis mot en side av borehullveggen med sideveis utragende armer. Den resulterende nøytronpopulasjon oppfanges av et par nøytrondetektorer plassert i ulike avstander fra nøytron-kilden. Et verktøy av denne typen er beskrevet i US-patent nr. 3,483,376. Dersom en todetektormåling foretas i en tilstrekkelig avstand fra kilden, minimaliseres effekten av borehullstørrelsen og verktøystillstand ved å ta telleom-rådeforholdet. En funksjonsomformer eller et tilsvarende system omdanner så hensiktsmessig forholdet til et signal som representerer ellers ukorrigert formasjonsporøsitet. Uønskede bidrag til "porøsitetsforholdet" kan innbefatte bidrag fra elementer i omgivelsene for undersøkelsene, slik som verktøystillstand, borehulldimensjon, boreslamsvekt,tykkelse på boreslamskake, saltinnhold i borehullet, saltinnhold i formasjonen, etc. Korreksjon for disse omgivelseseffekter utføres hensiktsmessig etterpå i en separat operasjon ved referanser til et antall loggtolkediagrammer som er tilgjengelige. En slik tolking av loggeresultater er åpenbart møysommelig og en hindring for tolking av loggeresultat på stedet. Dette er også en prosedyre som ikke kan utføres mens det bores. Porosity measurements are most often performed with wireline neutron porosity measurement tools with dual detectors equipped with a neutron emitting source that irradiates the formation to be investigated. The tool is usually pressed against one side of the borehole wall with laterally projecting arms. The resulting neutron population is captured by a pair of neutron detectors placed at different distances from the neutron source. A tool of this type is described in US Patent No. 3,483,376. If a two-detector measurement is made at a sufficient distance from the source, the effect of the borehole size and tool standstill is minimized by taking the counting area ratio. A function converter or similar system then suitably converts the ratio into a signal representing otherwise uncorrected formation porosity. Unwanted contributions to the "porosity ratio" may include contributions from elements in the environment for the investigations, such as tool position, borehole dimension, drilling mud weight, thickness of drilling mud cake, salt content in the borehole, salt content in the formation, etc. Correction for these environmental effects is suitably carried out afterwards in a separate operation by references to a number of log interpreter charts available. Such an interpretation of log results is obviously laborious and an obstacle to interpretation of log results on site. This is also a procedure that cannot be performed while drilling.

De fleste kommersielle nøytronloggeoperasjoner med doble detektorer har vært utført med termiske nøytrondetektorer nettopp fordi rimelige tellehastighets-statistikker er oppnåelige med kilde-detektoravstander som gir porøsitets-verdier som ikke forringes for mye av effekter omkring borehullomgivelsene. Fordi porøsitetsmålinger er basert på detektering av termiske nøytroner, kompliserer nærværet av elementer som absorberer termiske nøytroner i formasjonen eller borehullet tolkingen av resultatene. Slike elementer i formasjonen er vanligvis tilknyttet leire og/eller saltvann. Det er kjent at informasjon om leiretyper kan avledes ved hjelp av loggeverktøy som detekterer naturlig radioaktivitet. Uheldigvis er elementene som er ansvarlige for den naturlige radioaktivitet i leire ikke den samme som de termiske absorbenter som interfererer med nøytronloggeverktøyet. Betydningen av påvirkningen for de termiske nøytronabsorben-ter i et borehull eller formasjon kommer frem når det forstås at sammenligningen av "densitetsporøsitet" med "nøytronporøsitet", for å oppnå en indikasjon om hydrokarbongass, blir mistenkelig hvor det er termiske nøytronabsor-benter i formasjonen. Most commercial neutron logging operations with dual detectors have been performed with thermal neutron detectors precisely because reasonable count rate statistics are obtainable with source-detector distances that give porosity values that are not degraded too much by effects around the borehole environment. Because porosity measurements are based on the detection of thermal neutrons, the presence of elements that absorb thermal neutrons in the formation or borehole complicates the interpretation of the results. Such elements in the formation are usually associated with clay and/or salt water. It is known that information about clay types can be derived using logging tools that detect natural radioactivity. Unfortunately, the elements responsible for the natural radioactivity in clay are not the same as the thermal absorbers that interfere with the neutron logging tool. The importance of the influence for the thermal neutron absorbers in a borehole or formation becomes apparent when it is understood that the comparison of "density porosity" with "neutron porosity", to obtain an indication of hydrocarbon gas, becomes suspect where there are thermal neutron absorbers in the formation.

Tidligere kjente utledningsteknikker for den virkelige porøsitet ut fra målinger utført med i det minste to ulike typer porøsitetsfølere er omtalt i Fundamentals of Formation Evaluation av Donald P. Helander, OGCl Publications, Tulsa, i kombinasjon med hvilke som helst av Dresser eller Schlum-berger standard loggtolkningsmanualer. En av de mest vanlige måter å gjøre dette på er å kryssplotte porøsiteten avledet fra gamma-gammadensitetsmålinger med porøsitet avleded fra en nøytronporøsitetsmåling. Prior art derivation techniques for true porosity from measurements made with at least two different types of porosity probes are discussed in Fundamentals of Formation Evaluation by Donald P. Helander, OGCl Publications, Tulsa, in combination with any of the Dresser or Schlumberger standard log interpretation manuals. One of the most common ways to do this is to cross-plot the porosity derived from gamma-gamma density measurements with the porosity derived from a neutron porosity measurement.

En gamma-gammadensitetsføler måler kun elektrondensiteten. Dens sammensetning er lignende den for en nøytronporøsitets-føler, men nøytronkilden er skiftet ut med en kilde for gammastråler og detektorne er følsomme for gammastråler. Gammastråler taper energi i formasjonen gjennom et antall mekanismer. For energiområdene brukt i en gamma-gamma-densitetsføler, er den primære mekanisme for energitap spredning av elektroner, hvilket er kjent som Compton spredning. Generelt øker densitetene med atomtallet. Således vil etter hvert som densiteten av mediumet øker også elektrondensiteten øke. Derfor er energitapet av gammastråler og spredning gjennom et tettere medium større enn for spredningen gjennom et lett medium. Ved å overvåke gammastråle-fluksen ved en posisjon oppover i hullet fra kilden, kan man bestemme elektrondensiteten i formasjonen. Etter hvert som densiteten til en formasjon øker, minsker den observerte fluks. Porøsiteten utledes fra slike densitetsmålinger ved å estimere den virkelige densitet til formasjonsmatrisen, det vil si fjellet som utgjør formasjonen, og den virkelige densitet av fluidene i formasjonen. A gamma-gamma density sensor only measures the electron density. Its composition is similar to that of a neutron porosity sensor, but the neutron source is replaced by a gamma ray source and the detectors are sensitive to gamma rays. Gamma rays lose energy in the formation through a number of mechanisms. For the energy ranges used in a gamma-gamma density sensor, the primary mechanism of energy loss is the scattering of electrons, which is known as Compton scattering. In general, densities increase with atomic number. Thus, as the density of the medium increases, the electron density will also increase. Therefore, the energy loss of gamma rays and scattering through a denser medium is greater than for scattering through a light medium. By monitoring the gamma-ray flux at a position up the hole from the source, the electron density in the formation can be determined. As the density of a formation increases, the observed flux decreases. The porosity is derived from such density measurements by estimating the real density of the formation matrix, i.e. the rock that makes up the formation, and the real density of the fluids in the formation.

Dersom det foreligger gass i en formasjon, vil en gamma-gammadensitet utledet porøsitet tendere til å være høy, mens en nøytronporøsitetsmåling vil tendere til å være lav. En kryss-plotting av de to loggeresultater tjener således som en indikator på nærværet av gass. Det er imidlertid et antall vanskeligheter. De mest vanlige av disse problemer er leirskifer fordi leirskifer inneholder en stor mengde bundet vann, og porøsiteten i leirskifer viser seg å være vanligvis omkring 40# når målt med en porøsitetsføler. I virkeligheten har de vanligvis en lav porøsitet. If gas is present in a formation, a gamma-gamma density inferred porosity will tend to be high, while a neutron porosity measurement will tend to be low. A cross-plotting of the two log results thus serves as an indicator of the presence of gas. However, there are a number of difficulties. The most common of these problems is shale because shale contains a large amount of bound water and the porosity of shale is generally found to be around 40# when measured with a porosity probe. In reality, they usually have a low porosity.

Nærværet av leirskifer kan skilles ut på basis av avlesninger av naturlig gamma bakgrunnsstråling; leirskiferen er mer radioaktiv enn ren sand. Likeledes kan prosentandelen av leirskifer i en sand estimeres ut fra den naturlige gammastrål ingsbakgrunn. Leirskiferprosentandelen kan brukes med den densitetsutledede porøsitet og nøytronporøsitetsmålinger for å tilveiebringe en indikasjon på gassmetning. Det vil ofte skje at leirskifervolumet estimert ved bruk av naturlig gammabakgrunn er større enn leirskifervolumet estimert ved bruk av koordinater etablert ved kryssplotting. Det reduserte leirskifervolum observert i kryssplottingen skyldes nærværet av gass og kan kompenseres for ved passende justering av den grafiske tolkning. The presence of shale can be distinguished on the basis of readings of natural background gamma radiation; shale is more radioactive than pure sand. Likewise, the percentage of shale in a sand can be estimated from the natural gamma radiation background. The shale percentage can be used with the density inferred porosity and neutron porosity measurements to provide an indication of gas saturation. It will often happen that the shale volume estimated using natural gamma background is greater than the shale volume estimated using coordinates established by cross plotting. The reduced shale volume observed in the cross plotting is due to the presence of gas and can be compensated for by appropriate adjustment of the graphical interpretation.

En stor ulempe med alle disse tidligere teknikker så langt beskrevet er at de ikke kan brukes under en boreoperasjon. Isteden må boreoperasjonen stoppes, borestrengen trekkes ut og et vaierverktøy senkes ned i borehullet for å foreta de ulike målinger. Dette er tidsforbrukende og derfor en svært kostbar prosedyre. A major disadvantage of all these previous techniques described so far is that they cannot be used during a drilling operation. Instead, the drilling operation must be stopped, the drill string pulled out and a wireline tool lowered into the borehole to make the various measurements. This is time-consuming and therefore a very expensive procedure.

Den foreliggende oppfinnelse utgjør en forbedring overfor de tidligere kjente metoder for bestemmelse av porøsiteten ved at den muliggjør bruk av vaierlineverktøy. Dette gjør det mulig å foreta nøyaktige porøsitetsmålinger med verktøy som måler under boring kort etter at borehullet er boret når innvaderingseffektene er neglisjerbare. Den foreliggende oppfinnelse anvender nøytrondensitetsfølere med måling under boring for å foreta målinger over en tilmålt tidsperiode. Etter hvert som tiden går vil borefluid innvadere en formasjon og fortrenge gassfylte lommer inntil en radius utover undersøkelsesdybden er mettet. Repeterende målinger av de samme soner med den samme nøytrondensitetsføler etter invadering vil derfor frembringe en høyere porøsitet enn hva som ble observert tidligere.Differansen i avlesninger før og etter invaderingen vil være en sann indikasjon på nærværet av naturgass i formasjonen. Porøsiteten målt ved invaderings-tidspunktet utover følerens undersøkelsesdybde vil være en virkelig indikasjon på porøsitet. The present invention constitutes an improvement over the previously known methods for determining the porosity in that it enables the use of wireline tools. This makes it possible to make accurate porosity measurements with tools that measure while drilling shortly after the borehole is drilled when invasion effects are negligible. The present invention uses neutron density sensors with measurement during drilling to make measurements over a measured period of time. As time passes, drilling fluid will invade a formation and displace gas-filled pockets until a radius beyond the investigation depth is saturated. Repeated measurements of the same zones with the same neutron density sensor after invasion will therefore produce a higher porosity than what was observed previously. The difference in readings before and after the invasion will be a true indication of the presence of natural gas in the formation. The porosity measured at the time of invasion beyond the probe's depth of investigation will be a real indication of porosity.

I samsvar med den foreliggende oppfinnelse er det til-veiebragt en fremgangsmåte av den innledningsvis nevnte art som kjennetegnes ved de trekk som fremgår av karakteristikken i det etterfølgende selvstendige krav. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige krav. In accordance with the present invention, a method of the type mentioned at the outset has been provided, which is characterized by the features that appear from the characteristic in the following independent claim. Further features of the invention appear from the independent claims.

Fig.l viser et skjematisk sideriss, delvis i snitt, av et borehull under boring som illustrerer måling av porøsiteten i den omgivende formasjon i samsvar med den foreliggende oppfinnelse, hvor invaderingen i formasjonene er vesentlig Fig.l shows a schematic side view, partly in section, of a borehole during drilling which illustrates measurement of the porosity in the surrounding formation in accordance with the present invention, where the invasion of the formations is significant

overdrevet; og exaggerated; and

fig.2 er et diagram som viser porøsiteten observert som en funksjon av tiden, hvor den hel trukne linjen representerer invaderingen inn i en gassfylt sone og den stiplede linjen en vann-eller oljefylt sone. Fig.2 is a diagram showing the porosity observed as a function of time, where the solid line represents the invasion into a gas-filled zone and the dashed line a water- or oil-filled zone.

Elementene i en nøytronporøsitetsføler benyttet til fremgangsmåten i samsvar med den foreliggende oppfinnelse er vist i fig.l. I denne figur har en borestreng 10 boret et hull 12 gjennom formasjonene 14, 16, 18. Borestrengen har i sin nedre ende en borekrone 20 og i avstand oppad fra denne er en nøytronkilde 22 med i det minste én detektor 24 avstandsplassert langs borestrengen fra kilden 22. Målingene iverksettes ved å spre nøytroner, skjematisk indikert ved de uregelmess-ige linjer 26,28, fra en kjemikaliekilde slik som Americum Beryllium inn i formasjonen. Andre nøytronkilder er også tilgjengelige. Siden hydrogen har den laveste atomvekt av alle naturlig forekommende elementer, vil et nøytron tape mer energi i kollisjon med et hydrogenatom enn med enhver annen type atom. Alle andre elementer som foreligger i en betydelig rikelighet i borehullet og inntil formasjonen er betraktelig mer massiv enn hydrogen. Således er den dominante energitap-mekanisme i spredning av nøytroner i en formasjon spredningen av nøytroner fra hydrogenatomer. Etter et tilstrekkelig antall spredninger, er nøytronene nesten i termisk likevekt med sine omgivelser. En tid etter dette vil det bli fanget av en atomkjerne, ved hvilken tid en gammastråle kan avgis. Det kan forstås av fig.l at nøytronfluksen ved en gitt avstand av borehullet fra kilden minsker etter hvert som mengden av hydrogen i formasjonen øker. Således tilveiebringer en nøytronporøsitetsføler mer nøyaktig en måling av hydrogeninn-holdet i en formasjon enn porøsiteten. Porøsiteten blir det generelt trukket slutning om ved å anta at alt porerommet er fylt med vann. Dette kan være ganske misvisende, særlig dersom gass er tilstede. Ved første tilnærming, vil enhver andel av porøsiteten som er gassfylt ikke sees med en nøytronporøsitetsføler som betyr at porøsitetsavlesninger i en gassholdig sone alltid vil være lav. The elements in a neutron porosity sensor used for the method in accordance with the present invention are shown in fig.l. In this figure, a drill string 10 has drilled a hole 12 through the formations 14, 16, 18. The drill string has a drill bit 20 at its lower end and at a distance upwards from this is a neutron source 22 with at least one detector 24 spaced along the drill string from the source 22. The measurements are carried out by scattering neutrons, schematically indicated by the irregular lines 26,28, from a chemical source such as Americum Beryllium into the formation. Other neutron sources are also available. Since hydrogen has the lowest atomic weight of all naturally occurring elements, a neutron will lose more energy in a collision with a hydrogen atom than with any other type of atom. All other elements present in significant abundance in the borehole and until the formation is considerably more massive than hydrogen. Thus, the dominant energy loss mechanism in the scattering of neutrons in a formation is the scattering of neutrons from hydrogen atoms. After a sufficient number of scatterings, the neutrons are almost in thermal equilibrium with their surroundings. Some time after this it will be captured by an atomic nucleus, at which time a gamma ray may be emitted. It can be understood from fig.1 that the neutron flux at a given distance of the borehole from the source decreases as the amount of hydrogen in the formation increases. Thus, a neutron porosity sensor provides a more accurate measurement of the hydrogen content in a formation than the porosity. The porosity is generally inferred by assuming that all the pore space is filled with water. This can be quite misleading, especially if gas is present. To a first approximation, any proportion of porosity that is gas-filled will not be seen with a neutron porosity sensor meaning that porosity readings in a gas-bearing zone will always be low.

Den foreliggende fremgangsmåte baserer seg på å iverksettes når invaderingseffektene er neglisjerbare. Slike målinger kan ikke utføres med et vaierbetjent verktøy fordi borerøret må hales ut av borehullet, boreslammet må prepareres for logging og loggeverktøyet må senkes ned i borehullet. Imidlertid kan de ofte utføres med en føler som måler under boring. I overensstemmelse med dette, og som et bestemt eksempel, anta at porøsiteten ved en viss dybde blir logget ved et tidspunkt Tø med en nøytronporøsitetsføler som måler under boring. Anta videre at formasjonen ved denne dybden er en sand som delvis er mettet med gass. Nøytronporøsitetsav-lesningen vil derfor være lav. Etterhvert som tiden går invaderer borefluidet formasjonen og fortrenger gassen. Etter en tidsperiode vil borefluidet invadere formasjonen til en radius utover undersøkelsesdybden for nøytronporøsi- tetsføleren, altså tidspunkt ^4i fig.2. En gjentatt måling av den samme sonen med denne føler etter at en slik invadering har funnet sted vil derfor frembringe en høyere porøsitet enn hva som ble observert tidligere. Dersom effektene av leirskifer kan neglisjeres, vil den observerte porøsitet nå være den faktiske formasjonsporøsitet. Diffe-ransen mellom avlesningene ved Tq og T4vil være gasmet-ningen. Dersom flere målinger av nøytronporøsiteten utføres over en tidsperiode i denne formasjon, vil de tegne ut en kurve i likhet med den vist i fig.2. Det skal bemerkes at tidsintervallene eller prøvetagings-hastigheten ikke er kritisk for den foreliggende oppfinnelse. Den første prøvetaging bør finne sted så hurtig som mulig etter boring og påfølgende prøvetaginger skje inntil metning oppstår. For eksempel kunne være innenfor to timer etter boring og T4flere timer etterpå. The present method is based on being implemented when the invasion effects are negligible. Such measurements cannot be carried out with a cable-operated tool because the drill pipe must be pulled out of the borehole, the drilling mud must be prepared for logging and the logging tool must be lowered into the borehole. However, they can often be performed with a sensor that measures while drilling. In accordance with this, and as a specific example, suppose that the porosity at a certain depth is logged at a time Tø with a neutron porosity sensor that measures during drilling. Assume further that the formation at this depth is a sand partially saturated with gas. The neutron porosity reading will therefore be low. As time passes, the drilling fluid invades the formation and displaces the gas. After a period of time, the drilling fluid will invade the formation to a radius beyond the investigation depth for the neutron porosity sensor, i.e. time ^4 in fig.2. A repeated measurement of the same zone with this sensor after such an invasion has taken place will therefore produce a higher porosity than what was previously observed. If the effects of shale can be neglected, the observed porosity will now be the actual formation porosity. The difference between the readings at Tq and T4 will be the gas saturation. If several measurements of the neutron porosity are carried out over a period of time in this formation, they will draw a curve similar to the one shown in fig.2. It should be noted that the time intervals or the sampling rate are not critical to the present invention. The first sampling should take place as soon as possible after drilling and subsequent sampling should take place until saturation occurs. For example, could be within two hours of drilling and T4 several hours afterwards.

I nærmere detalj er prosedyren ifølge fremgangsmåten som følger: Først bestemmes sammensetningen av boreslamfiltratet. Generelt vil det være tilstrekkelig kun å vite om boreslammet er et oljebasert eller vannbasert slam. Svært fine korriger-inger kan gjøres om ønsket utfra en kunnskap om den kjemiske sammensetning av boreslamfiltratet. Med den nødvendige nøyaktighet for de fleste anvendelser, kan dette trinn utelates og det kan antas at boreslamfiltratet er vann, selv om det ikke er det. In more detail, the procedure according to the procedure is as follows: First, the composition of the drilling mud filtrate is determined. In general, it will only be sufficient to know whether the drilling mud is an oil-based or water-based mud. Very fine corrections can be made if desired based on a knowledge of the chemical composition of the drilling mud filtrate. With the accuracy required for most applications, this step can be omitted and the drilling mud filtrate can be assumed to be water, even though it is not.

For det andre må nøytronporøsiteten måles før boreslamfiltratet har Invadert formasjonen. Secondly, the neutron porosity must be measured before the drilling mud filtrate has invaded the formation.

For det tredje må den naturlige gammaradioaktivitet måles i formasjonen. Thirdly, the natural gamma radioactivity must be measured in the formation.

For det fjerde må bruk av naturlig gammaavlesninger fra andre punkter i brønnen bestemme leirskifermetningen til formasjo nen som måles. Dersom Ingen naturlige gammaavlesninger er tilgjengelig, kan det være mulig å estimere leirskiferinnhol-det ut fra en kunnskap om lignende sand i området. Ellers kan trinnene 2 og 3 ovenfor utelates, men det skal forstås at dette kan resultere i en feil. Fourthly, using natural gamma readings from other points in the well must determine the shale saturation of the formation being measured. If no natural gamma readings are available, it may be possible to estimate the shale content based on knowledge of similar sand in the area. Otherwise, steps 2 and 3 above can be omitted, but it should be understood that this may result in an error.

Målingene repeteres. Kontinuerlig økende porøsitetsavlesnin-ger indikerer at invaderingen ikke er ferdig. En konstant eller vedvarende avlesning fra to eller flere senere avlesninger indikerer at invaderingen er fullendt og en virkelig porøsitet er målt. Det faktum at invaderingen har skjedd kan bekreftes ved å gjøre en lignende plotting av den observerte motstand, også målt mens det bores som en funksjon av tiden. En vedvarende endring i denne motstandsavlesning er en indikasjon på invadering. Motstands- eller resistivitets-verktøyet for måling under boring vil generelt avlese dypere inn i formasjonen enn nøytronporøsitetsføleren. Det kan også være kjent fra historien om andre brønner i området at invaderingen skulle ha opptrådt etter en viss tidsperiode. Dersom det kan demonstreres av resistivitetsplotteren eller enhver annen innretning, at invaderingen er fullendt til undersøkelsesdybden for nøytronporøsitetsføleren, så er den observerte nøytronporøsitet den virkelige porøsitet, unntatt når leirskiferkorrigeringer kan være nødvendig. Dersom det ikke kan demonstreres at invaderingen er ferdig, så kan ingen konklusjoner omkring virkelig porøsitet trekkes. Vi ville imidlertid vite at formasjonen inneholdt gass. Dersom det er fastlagt at sanden er ren, det vil si at den er fri for leirskifer, eller ingen informasjon om leirskiferen er tilgjengelig, så kan prosessen fortsette. The measurements are repeated. Continuously increasing porosity readings indicate that the invasion is not complete. A constant or persistent reading from two or more subsequent readings indicates that invasion is complete and a true porosity has been measured. The fact that the invasion has occurred can be confirmed by making a similar plot of the observed resistance, also measured while drilling, as a function of time. A persistent change in this resistance reading is an indication of invasion. The resistance or resistivity tool for measuring while drilling will generally read deeper into the formation than the neutron porosity sensor. It may also be known from the history of other wells in the area that the invasion should have occurred after a certain period of time. If it can be demonstrated by the resistivity plotter or any other device that the invasion is complete to the survey depth of the neutron porosity probe, then the observed neutron porosity is the true porosity, except when shale corrections may be necessary. If it cannot be demonstrated that the invasion is complete, then no conclusions about real porosity can be drawn. However, we would know that the formation contained gas. If it has been determined that the sand is clean, i.e. it is free of shale, or no information about the shale is available, then the process can continue.

Lite er kjent ved dette tidspunkt om responsen til porøsi-tetsfølerne i leirskiferen av målingene under boring. Dersom kunnskap om leirskifervolumet er kjent, skulle det være mulig å tilveiebringe en leirskiferkorreksjon utfra en generell kunnskap om litologi. Som en første tilnærming bør det være tilstrekkelig å ganske enkelt trekke leirskifervolumet, som en prosentandel, fra de observerte nøytronporøsitetsavles-ninger. Little is known at this time about the response of the porosity sensors in the shale to the measurements during drilling. If knowledge of the shale volume is known, it should be possible to provide a shale correction based on a general knowledge of lithology. As a first approximation, it should be sufficient to simply subtract the shale volume, as a percentage, from the observed neutron porosity readings.

Den virkelige formasjonsporøsitet er den leirskiferkorrigerte porøsitet som er blitt målt etter en økning i den observerte nøytronporøsitet til et vedvarende nivå. I noen tilfeller kan det være ønskelig å påføre en korrigering som følger: Responsen av en nøytronporøsitetsføler til vann er svært lik den for de fleste hydrokarboner. Om stor nøyaktighet er ønskelig og om oljebasert slam blir brukt hvor det er kjent at den invaderte sone inneholder resthydrokarboner (dette kunne være kjent fra historiske data i lignende brønner), bør imidlertid responsen til verktøyet korrigeres for hydrokarboner. Dette kan utføres ved å konsultere et standard korreksjonskart for porøsitetsføleren. The true formation porosity is the shale-corrected porosity that has been measured after an increase in the observed neutron porosity to a sustained level. In some cases it may be desirable to apply a correction as follows: The response of a neutron porosity sensor to water is very similar to that of most hydrocarbons. However, if high accuracy is desired and if oil-based mud is used where the invaded zone is known to contain residual hydrocarbons (this could be known from historical data in similar wells), the response of the tool should be corrected for hydrocarbons. This can be done by consulting a standard porosity sensor correction chart.

Likeledes, dersom det er fastlagt at klorider eller andre elementer kjent for å påvirke responsen til en porøsitets-føler er tilstede, kan avlesningene korrigeres for disse elementer. Likewise, if it is determined that chlorides or other elements known to affect the response of a porosity sensor are present, the readings can be corrected for these elements.

Gassmetningen er forskjellig mellom slutt- og startporøsi-tetsavlesningene. Dette skulle ikke kreve en leirskiferkorrl-gering. Det kan være ønskelig å tilveiebringe en liten korrigering for kjemien til invaderingsfluidene som indikert ovenfor. The gas saturation is different between the final and initial porosity readings. This should not require a shale grain mill. It may be desirable to provide a slight correction for the chemistry of the invading fluids as indicated above.

Claims (5)

1. Fremgangsmåte for bestemmelse av porøsiteten og/eller gassmetningen i et valgt område av en underjordisk geologisk formasjon, gjennomløpt av et borehull, under boring av borehullet med en borestreng med en borkrone i sin nedre ende, omfattende følgende trinn: (a) det utvalgte området utsettes for en nøytronfluks fra en nøytronkilde plassert i borestrengen over borekronen; (b) en første verdi måles med en detektor plassert i borestrengen, (c) det valgte området utsettes for en ytterligere nøytronfluks fra kilden ved et senere tidspunkt; (d) en verdi måles med detektoren som indikerer konsentrasjonen av hydrogenatomer i det valgte området ved det senere tidspunkt;karakterisert vedat: (e) trinnene (c) og (d) repeteres inntil suksessivt målte verdier er hovedsakelig like med hverandre og således gir en sluttverdi som er indikerende på konsentrasjonen av hydrogenatomer i det valgte området etter omlag fullstendig invadering av området med borefluidet; og (f) porøsiteten bestemmes ut fra sluttverdien og/eller gassmetningen ut fra forskjellen mellom den første verdi og sluttverdien, idet den første verdi måles før vesentlig invadering i det valgte området av borefluidet som sirkulerer i borehullet og som er indikerende på konsentrasjonen av hydrogenatomer i det valgte området.1. Method for determining the porosity and/or gas saturation in a selected area of an underground geological formation, traversed by a borehole, while drilling the borehole with a drill string with a drill bit at its lower end, comprising the following steps: (a) the selected area is exposed for a neutron flux from a neutron source located in the drill string above the drill bit; (b) a first value is measured with a detector located in the drill string, (c) the selected area is exposed to a further neutron flux from the source at a later time; (d) a value is measured with the detector indicating the concentration of hydrogen atoms in the selected area at the later time; characterized in that: (e) steps (c) and (d) are repeated until successively measured values are substantially equal to each other and thus give a final value indicative of the concentration of hydrogen atoms in the selected area after approximately complete invasion of the area by the drilling fluid; and (f) the porosity is determined from the final value and/or the gas saturation from the difference between the first value and the final value, the first value being measured before significant invasion in the selected area of the drilling fluid circulating in the borehole and indicative of the concentration of hydrogen atoms in the selected area. 2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at måletrinnene utføres med detektoren i avstand fra borehullets vegg.2. Method according to claim 1, characterized in that the measuring steps are carried out with the detector at a distance from the borehole wall. 3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,karakterisert vedat nøytronfluksen genereres fra en kjemisk nøytronkilde.3. Method according to claim 1 or 2, characterized in that the neutron flux is generated from a chemical neutron source. 4. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,karakterisert vedat nøytronfluksen genereres fra en amerikum-beryllium nøytronkilde.4. Method according to claim 1 or 2, characterized in that the neutron flux is generated from an americum-beryllium neutron source. 5. Fremgangsmåte ifølge et eller flere av kravene 1 til 4,karakterisert vedat den innbefatter måling av naturlig bakgrunns gammastrål ing av det valgte området i fravær av nøytronfluksen, og korrigering av de målte verdier.5. Method according to one or more of claims 1 to 4, characterized in that it includes measurement of natural background gamma radiation of the selected area in the absence of the neutron flux, and correction of the measured values.