RU2329379C2 - Method and device for acquisition of information concerning properties of geologic bed around well bore with use of nmr measurements - Google Patents
Method and device for acquisition of information concerning properties of geologic bed around well bore with use of nmr measurements Download PDFInfo
- Publication number
- RU2329379C2 RU2329379C2 RU2003135131/03A RU2003135131A RU2329379C2 RU 2329379 C2 RU2329379 C2 RU 2329379C2 RU 2003135131/03 A RU2003135131/03 A RU 2003135131/03A RU 2003135131 A RU2003135131 A RU 2003135131A RU 2329379 C2 RU2329379 C2 RU 2329379C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- nmr
- drilling
- depths
- well
- values
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By The Use Of Chemical Reactions (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
Abstract
Description
Область техникиTechnical field
Настоящее изобретение относится к способу и устройству для осуществления бурения в геологическом пласте, а также для сбора информации о свойствах или характеристиках геологического пласта, окружающего ствол скважины. В частности, настоящее изобретение относится к устройству и способу для определения, оценки, прогнозирования, т.е. исследования определенных свойств геологического пласта, с использованием измерений ядерного магнитного резонанса (ЯМР).The present invention relates to a method and apparatus for drilling in a geological formation, as well as for collecting information about the properties or characteristics of the geological formation surrounding the wellbore. In particular, the present invention relates to an apparatus and method for determining, estimating, predicting, i.e. investigation of certain properties of the geological formation using measurements of nuclear magnetic resonance (NMR).
Предшествующий уровень техникиState of the art
В одном предпочтительном варианте использования настоящего изобретения с помощью измерений ЯМР получают информацию по поровому давлению в пласте, окружающем ствол скважины. Информация о поровом давлении может играть важную роль в процессе бурения. Например, зная поведение порового давления в пласте можно оптимизировать тип и состав используемых буровых флюидов (обычно именуемых буровым раствором или системой буровых растворов), например плотность флюида (веса бурового раствора). В частности, при бурении важно избегать большого перепада давления между столбом бурового раствора и пластовыми флюидами. Избыточное давление в столбе бурового раствора может привести к нежелательному гидравлическому разрыву пласта и к существенной потере бурового флюида. С другой стороны, пониженное давление в столбе бурового раствора приводит к притоку пластового флюида и к разрушению системы буровых растворов. В обоих случаях могут наступать еще более нежелательные последствия, когда пластовые флюиды достигают поверхности в неуправляемом режиме, что обычно называют «фонтанированием».In one preferred embodiment of the invention, NMR measurements provide information on pore pressure in the formation surrounding the wellbore. Pore pressure information can play an important role in the drilling process. For example, knowing the behavior of pore pressure in the formation, it is possible to optimize the type and composition of the drilling fluids used (commonly referred to as drilling fluid or drilling fluid system), for example, fluid density (weight of drilling fluid). In particular, when drilling, it is important to avoid a large pressure drop between the drilling fluid column and formation fluids. Excessive pressure in the mud column can lead to undesirable hydraulic fracturing and significant loss of drilling fluid. On the other hand, a reduced pressure in the mud column leads to the influx of formation fluid and to the destruction of the drilling fluid system. In both cases, even more undesirable consequences can occur when formation fluids reach the surface in an uncontrolled mode, which is usually called "gushing."
Существуют разные способы оценивания порового давления в пласте, имеющие свои достоинства и недостатки. Например, информацию о поровом давлении можно получать с помощью акустических и сейсмических измерений, в основе которых лежит тот факт, что скорость звука во флюиде возрастает с увеличением давления. Еще один способ оценки порового давления состоит в измерении давления нагнетания с поверхности и объема бурового раствора при разных давлениях. В любом случае до сих пор не предлагалось собирать информацию о поровом давлении в геологическом пласте, окружающем ствол скважины, с использованием методов измерения ЯМР.There are different methods for estimating pore pressure in a formation, having their own advantages and disadvantages. For example, information on pore pressure can be obtained using acoustic and seismic measurements, which are based on the fact that the speed of sound in a fluid increases with increasing pressure. Another way to evaluate pore pressure is to measure the injection pressure from the surface and the volume of the drilling fluid at different pressures. In any case, it has not yet been proposed to collect information on pore pressure in the geological formation surrounding the wellbore using NMR measurement methods.
Известно, что измерения ядерного магнитного резонанса (ЯМР) в скважине могут обеспечивать разные типы информации о геологическом пласте. Такие измерения часто проводили после бурения скважины. В настоящее время результаты измерений ЯМР можно регистрировать в процессе бурения (т.е. осуществлять каротаж в процессе бурения, КПБ), что позволяет экономить время и обеспечивать ценную оперативную информацию о пласте по мере продвижения бурения. Например, из этой информации можно получать данные об объемной доле порового пространства, общей пористости пласта, проницаемости пласта и пр.It is known that measurements of nuclear magnetic resonance (NMR) in a well can provide different types of information about the geological formation. Such measurements are often carried out after drilling a well. Currently, NMR measurements can be recorded during drilling (i.e., logging while drilling, PBC), which saves time and provides valuable operational information about the formation as drilling progresses. For example, from this information it is possible to obtain data on the volume fraction of the pore space, the total porosity of the formation, the permeability of the formation, etc.
Осуществлять измерения ЯМР можно с помощью ряда коммерчески доступных каротажных приборов. Эти приборы обычно содержат один или несколько постоянных магнитов или электромагнитов для создания статического магнитного поля В0, антенну, расположенную вблизи исследуемого пласта, и электронное устройство, способное излучать последовательность ВЧ электромагнитных импульсов через антенну для создания в пласте ВЧ магнитного поля. Электронное устройство также содержит приемник для детектирования сигналов, наведенных в антенне последовательностью ВЧ импульсов. Наведенные сигналы можно измерять и обрабатывать, обеспечивая требуемую информацию о свойствах пласта.NMR measurements can be performed using a number of commercially available logging tools. These devices usually contain one or more permanent magnets or electromagnets to create a static magnetic field B 0 , an antenna located near the formation being studied, and an electronic device capable of emitting a sequence of RF electromagnetic pulses through the antenna to create an RF magnetic field in the formation. The electronic device also includes a receiver for detecting signals induced in the antenna by a sequence of RF pulses. Induced signals can be measured and processed, providing the required information about the properties of the reservoir.
Каротажные приборы на основе ЯМР настроены на обнаружение сигналов водородного резонанса (например, от воды или углеводородов), поскольку ядер водорода больше всего, и их легко обнаружить. Для измерения эффектов, связанных с ЯМР ядер водорода в пласте, выжидают некоторое время, чтобы статическое магнитное поле В0 успело поляризовать обладающие спином ядра атомов водорода, входящих в состав молекул воды или углеводородов, в направлении, практически совпадающем с В0. Затем можно изменять угол между ядерной намагниченностью и статическим магнитным полем В0, излучая последовательность ВЧ импульсов для создания ВЧ поля В1. Излучаемая последовательность импульсов содержит первый ВЧ импульс (импульс возбуждения), величину и длительность которого выбирают так, чтобы переориентировать ядерную намагниченность примерно на 90° относительно ориентации, обусловленной действием В0 (начальной поперечной намагниченности). По истечении заданного времени излучают серию последовательных ВЧ импульсов (импульсов инверсии или перефокусировки), величину и направление каждого из которых выбирают так, чтобы переориентировать оси ядерного спина примерно на 180° относительно их непосредственно предшествующих ориентаций. Частота ВЧ поля, необходимая для переориентации ядерной намагниченности (гиромагнитная частота), связана с величиной статического магнитного поля В0 гиромагнитным отношением γ, уникальным для каждого изотопа.NMR-based logging tools are configured to detect hydrogen resonance signals (for example, from water or hydrocarbons), since there are most hydrogen nuclei and are easy to detect. To measure the effects associated with the hydrogen nuclei in the NMR the formation waiting some time so that the static magnetic field B 0 having had time to polarize the nuclear spin of hydrogen atoms contained in the molecules of water or hydrocarbons, in a direction substantially coinciding with the B 0. Then you can change the angle between the nuclear magnetization and the static magnetic field B 0 , emitting a sequence of RF pulses to create the RF field B 1 . The emitted pulse sequence contains the first RF pulse (excitation pulse), the magnitude and duration of which is chosen so as to reorient the nuclear magnetization by about 90 ° relative to the orientation due to the action of B 0 (initial transverse magnetization). After a predetermined time, a series of successive RF pulses (inversion or refocus pulses) are emitted, the magnitude and direction of each of which is chosen so as to reorient the nuclear spin axes by approximately 180 ° relative to their immediately preceding orientations. The frequency of the rf field needed to reorient the nuclear magnetization (gyromagnetic frequency) is related to the value of the static magnetic field B 0 by the gyromagnetic ratio γ, unique for each isotope.
В силу неоднородностей магнитного поля В0, спины в перпендикулярной плоскости (плоскости x, y) быстро утрачивают свою фазовую когерентность, что приводит к быстрому затуханию сигнала. Под действием каждого «180-градусного» ВЧ импульса спины переориентируются с восстановлением их фазовой когерентности, что приводит к возобновлению сигнала спинового эха. Измерение быстроты затухания спиновых эхо (т.е. скорости, с которой обладающие спином ядра утрачивают свое выравнивание в поперечной плоскости) называют измерением времени релаксации, или величины Т2. Как известно, величину Т2 можно связать с химическими и физическими свойствами геологического пласта. Например, ядра водорода в тяжелой нефти имеют сравнительно короткие времена релаксации, тогда как ядра водорода в легкой нефти имеют сравнительно большие времена релаксации. Аналогично, ядра водорода в свободной воде обычно имеют увеличенные времена релаксации по сравнению со связанной водой, например водой, связанной с глиной.Due to inhomogeneities of the magnetic field B 0 , the spins in the perpendicular plane (x, y plane) quickly lose their phase coherence, which leads to a fast attenuation of the signal. Under the influence of each “180-degree” HF pulse, the spins reorient with the restoration of their phase coherence, which leads to the resumption of the spin echo signal. The measurement of the decay rate of spin echoes (i.e., the speed at which spin-spinning nuclei lose their alignment in the transverse plane) is called the measurement of relaxation time, or T 2 . As you know, the value of T 2 can be associated with the chemical and physical properties of the geological formation. For example, hydrogen nuclei in heavy oil have relatively short relaxation times, while hydrogen nuclei in light oil have relatively long relaxation times. Similarly, hydrogen nuclei in free water typically have longer relaxation times compared to bound water, such as clay bound water.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
В основу изобретения поставлена задача создания способа сбора информации о поровом давлении в геологическом пласте, окружающем ствол скважины.The basis of the invention is the task of creating a method of collecting information about pore pressure in the geological formation surrounding the wellbore.
Согласно изобретению способ содержит начальные этапы, на которых выбирают по меньшей мере одно подходящее свойство (например, пористость, проницаемость, водородный индекс, состав бурового флюида) среды бурения, которая определяется скважиной и окружающим пластом, и по меньшей мере один параметр ЯМР (например, распределение Т2) в отклике измерения ЯМР, таким образом, чтобы его значения на совокупности глубин в скважине можно было сопоставить с характеристиками или поведением порового давления в геологическом пласте.According to the invention, the method comprises initial steps in which at least one suitable property (for example, porosity, permeability, hydrogen index, composition of the drilling fluid) of the drilling medium, which is determined by the well and the surrounding formation, and at least one NMR parameter (for example, distribution of T 2 ) in the response of the NMR measurement, so that its values on the aggregate of depths in the well can be compared with the characteristics or behavior of pore pressure in the geological formation.
Способ дополнительно предусматривает проведение измерения ЯМР на совокупности глубин в скважине и, следовательно, генерирование отклика ЯМР из среды бурения. Затем измеренные значения параметра ЯМР в отклике ЯМР сопоставляют со значениями подходящего свойства. После этого сравнивают значения подходящего свойства на совокупности глубин и проводят соответствие между значениями свойства с поведением порового давления на совокупности глубин. Таким образом, определяют характеристики порового давления в геологическом пласте на совокупности глубин в скважине. Согласно варианту способа согласно изобретению значения выбранного параметра ЯМР на совокупности глубин также сопоставляют со значениями подходящего свойства (чтобы сначала определить поведение подходящего свойства), а затем сопоставляют поведение подходящего свойства с поведением порового давления.The method further provides for NMR measurement at a set of depths in the well and, therefore, generating an NMR response from the drilling medium. Then, the measured values of the NMR parameter in the NMR response are compared with the values of a suitable property. After that, the values of the suitable property are compared on the set of depths and a correspondence is drawn between the values of the property with the behavior of pore pressure on the set of depths. Thus, the characteristics of the pore pressure in the geological formation are determined on the totality of the depths in the well. According to a variant of the method according to the invention, the values of the selected NMR parameter at a set of depths are also compared with the values of a suitable property (in order to first determine the behavior of a suitable property), and then the behavior of a suitable property is compared with the behavior of pore pressure.
Согласно другому аспекту изобретения предложен способ, на начальных этапах которого выбирают по меньшей мере одно подходящее свойство среды бурения, чтобы изменения подходящего свойства в диапазоне глубин в скважине можно было сопоставить с изменениями порового давления в пласте, и прогнозируют профиль подходящего свойства в диапазоне глубин в скважине, например, на основании имеющейся информации или предварительных измерений. Затем выбирают по меньшей мере один параметр ЯМР, чтобы значения параметра ЯМР в диапазоне глубин можно было сопоставить со значениями подходящего свойства в диапазоне глубин. Используют устройство измерения ЯМР и начинают бурение, чтобы начать формирование скважины.According to another aspect of the invention, there is provided a method, in the initial stages of which at least one suitable property of the drilling medium is selected, so that changes in the suitable property in the depth range in the well can be compared with changes in pore pressure in the formation, and a profile of the suitable property in the depth range of the well is predicted , for example, based on available information or preliminary measurements. At least one NMR parameter is then selected so that the values of the NMR parameter in the depth range can be compared with the values of a suitable property in the depth range. Use an NMR measurement device and start drilling to start well formation.
В процессе бурения устройство измерения ЯМР эксплуатируют на глубине в скважине, чтобы формировать отклик ЯМР из среды бурения и отслеживать параметр ЯМР в отклике ЯМР. Повторяя эту процедуру на совокупности глубин в скважине и обеспечивая значения параметра ЯМР на этих глубинах, получают фактический профиль подходящего свойства. Затем можно сопоставить отклонения фактического профиля от прогнозируемого профиля с изменениями порового давления в геологическом пласте.In the process of drilling, the NMR measurement device is operated at a depth in the well in order to generate an NMR response from the drilling medium and to track the NMR parameter in the NMR response. By repeating this procedure at a set of depths in the well and providing the values of the NMR parameter at these depths, an actual profile of a suitable property is obtained. Then you can compare the deviations of the actual profile from the predicted profile with changes in pore pressure in the geological formation.
Согласно вышеописанному способу в качестве подходящего свойства можно выбрать свойство, выбранное из группы, состоящей из пористости, проницаемости, водородного индекса, свойства бурового флюида, например, его состава, свойства пластового флюида, например, его состава, или комбинации этих свойств. В одном из вариантов применения в качестве подходящего свойства выбирают глубину проникновения флюида, и измерения ЯМР осуществляют для околоскважинной области среды бурения.According to the above method, as a suitable property, you can select a property selected from the group consisting of porosity, permeability, hydrogen index, properties of the drilling fluid, for example, its composition, properties of the reservoir fluid, for example, its composition, or a combination of these properties. In one application, the depth of fluid penetration is selected as a suitable property, and NMR measurements are performed for the near-wellbore region of the drilling medium.
Согласно еще одному аспекту изобретения предложен способ бурения скважины в геологическом пласте, заключающийся в том, что начинают бурение скважины в геологическом пласте, используют буровой флюид, имеющий определенный состав, и в процессе бурения отслеживают поровое давление в геологическом пласте, окружающем ствол скважины. На этапе отслеживания дополнительно выбирают по меньшей мере одно подходящее свойство среды бурения, чтобы изменения подходящего свойства с глубиной в скважине можно было сопоставить с изменениями порового давления в геологическом пласте. Затем измеряют ЯМР на совокупности глубин в скважине, и таким образом генерируют отклик ЯМР из окружения скважины на совокупности глубин в скважине. На основании отклика ЯМР определяют поведение подходящего свойства по глубинам в скважине, а затем сопоставляют поведение подходящего свойства на глубинах в скважине с поведением порового давления в геологическом пласте.According to another aspect of the invention, there is provided a method of drilling a well in a geological formation, wherein the drilling of a well in a geological formation is started, a drilling fluid having a specific composition is used, and pore pressure in the geological formation surrounding the wellbore is monitored during drilling. At the monitoring stage, at least one suitable property of the drilling medium is additionally selected so that changes in the suitable property with depth in the well can be compared with changes in pore pressure in the geological formation. Then, NMR is measured at a set of depths in the well, and thus an NMR response is generated from the environment of the well at a set of depths in the well. Based on the NMR response, the behavior of a suitable property is determined by the depths in the well, and then the behavior of the suitable property at depths in the well is compared with the behavior of pore pressure in the geological formation.
Согласно еще одному аспекту изобретения предложена система для сбора информации о поровом давлении.According to another aspect of the invention, a system for collecting pore pressure information is provided.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
В дальнейшем изобретение поясняется нижеследующим описанием со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых:The invention is further explained in the following description with reference to the accompanying drawings, in which:
фиг.1 изображает схему скважины и систему для проведения измерений ЯМР в скважине;figure 1 depicts a diagram of a well and a system for conducting NMR measurements in the well;
фиг.2 - блок-схему электронного устройства, используемого в системе;figure 2 is a block diagram of an electronic device used in the system;
фиг.3 - блок-схему этапов сбора информации порового давления согласно изобретению;figure 3 - block diagram of the steps for collecting pore pressure information according to the invention;
фиг.3А - каротажную диаграмму, используемую в способе согласно изобретению;figa is a log diagram used in the method according to the invention;
фиг.4 - блок-схему этапов бурения согласно изобретению;4 is a block diagram of the stages of drilling according to the invention;
фиг.5 - блок-схему этапов альтернативного способа бурения согласно изобретению;5 is a block diagram of the steps of an alternative drilling method according to the invention;
фиг.6 - блок-схему этапов еще одного альтернативного способа бурения согласно изобретению.6 is a block diagram of the steps of another alternative drilling method according to the invention.
Подробное описание предпочтительных вариантов воплощения изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF PREFERRED EMBODIMENTS
Согласно одному аспекту изобретения предложен способ измерения ядерного магнитного резонанса (ЯМР) для оценки, определения, прогнозирования или иного описания профиля порового давления (зависимости порового давления от глубины) в геологическом пласте, окружающем ствол скважины. Такую информацию порового давления получают в ходе операции бурения, т.е. одновременно с ней (измерение/каротаж в процессе бурения) или по завершении операции бурения. Согласно другому аспекту изобретения предусмотрен способ, в котором используют информацию порового давления, собранную таким путем в ходе бурения. В случае применения КПБ информация порового давления, собранная в ходе бурения, может обеспечивать важные преимущества, в том числе повышение безопасности и эффективности бурения. Ниже будет показано, что обнаружение условий избыточного давления и недостаточного давления может служить основанием для того или иного изменения бурения, в том числе немедленного прекращения бурения во избежание опасности фонтанирования и/или для регулировки системы буровых растворов.According to one aspect of the invention, there is provided a method for measuring nuclear magnetic resonance (NMR) for evaluating, determining, predicting or otherwise describing a pore pressure profile (dependence of pore pressure on depth) in a geological formation surrounding a wellbore. Such pore pressure information is obtained during a drilling operation, i.e. simultaneously with it (measurement / logging while drilling) or at the end of the drilling operation. According to another aspect of the invention, there is provided a method in which pore pressure information collected in this way during drilling is used. In the case of PBC application, pore pressure information collected during drilling can provide important benefits, including improved safety and drilling efficiency. It will be shown below that the detection of overpressure and underpressure conditions can serve as the basis for a particular change in drilling, including the immediate cessation of drilling to avoid the risk of gushing and / or to adjust the drilling fluid system.
На фиг.1 представлена схема устройства измерения ЯМР, которое представляет собой каротажный прибор 10, снабженный проводным средством связи. Каротажный прибор 10 предназначен для исследования одного(й) или нескольких геологических пластов или зон 12, пересекаемых скважиной 14, или иначе располагающихся вблизи скважины 14. Обычно каротажный прибор 10 подвешен в стволе скважины 14 на бронированном кабеле 16, длина которого определяет относительную глубину погружения каротажного прибора 10. Длину кабеля изменяют с помощью любых средств, например, системой барабана 18 и лебедки, находящихся на поверхности.Figure 1 presents a diagram of an NMR measurement device, which is a
В качестве устройства измерения ЯМР или каротажного прибора 10 можно использовать любое подходящее скважинное устройство каротажа на основе ЯМР, приспособленное для осуществления либо проводного каротажа, либо каротажа в процессе бурения (КПБ). Заявленный способ в равной степени применим в том и другом случае. Каротажный прибор 10 содержит постоянный магнит, электромагнит или совокупность магнитов для создания статического магнитного поля В0 в исследуемом объеме 19 пластов, одну или несколько ВЧ антенн, например, соленоидальные антенны, петлевые антенны, двурогие антенны и т.д., и электронное устройство, способное излучать ВЧ электромагнитные импульсы для создания ВЧ в пластах магнитного поля В1 и принимать спиновые эхо, порождаемые пластами.As the NMR measuring device or
Наземная система 20 регистрации снабжает электроэнергией каротажный прибор 10, и сигналы, регистрируемые прибором 10, по бронированному кабелю 16 возвращаются в систему 20 для регистрации и интерпретации. Обычно наземная система 20 регистрация содержит журнал зарегистрированных спиновых эхо в зависимости от глубины погружения каротажного прибора 10. Согласно описываемому варианту осуществления выходные сигналы, представляющие глубину, обеспечиваются кодером 22 измерения длины кабеля. Альтернативно, наземная система 20 регистрации может содержать журнал зарегистрированных спиновых эхо в зависимости от времени. Затем можно сопоставить результаты измерений, зависящих от времени, с журналом результатов измерения глубины, чтобы получить результаты измерений, зависящие от глубины.The ground-based recording system 20 provides electric power to the
На фиг.2 представлена блок-схема скважинного электронного устройства, связанного с каротажным прибором 10, которое формирует ВЧ импульсы и регистрирует спиновые эхо. Т.е. устройство генерирует ВЧ сигнал, передаваемый через антенну, для создания ВЧ магнитного поля в геологических пластах. Спиновые эхо-сигналы, обусловленные ВЧ магнитным полем, воспринимаются антенной и либо сохраняются, либо поступают обратно на поверхность для регистрации наземной системой 20 регистрации.Figure 2 presents a block diagram of a downhole electronic device associated with a
Скважинное электронное устройство (фиг.2) содержит подсистему 210 процессора, с которой связаны память, схема хронирования, интерфейсы и определенные периферийные устройства (не показаны). Подсистема 210 процессора соединена с телеметрическим электронным устройством 212, которое поддерживает связь с наземной системой 20 регистрации. Подсистема 210 процессора может содержать программируемое средство для выполнения процессов преобразования данных ЯМР в полезную информацию о свойствах среды бурения или может быть оперативно связана с ним.The downhole electronic device (FIG. 2) comprises a
Формирователь импульсов содержит генератор 214 переменной частоты, который под управлением подсистемы 210 процессора генерирует изменяющийся ВЧ сигнал на нужной частоте. Выходной сигнал генератора 214 поступает на фазовращатель 216, который обеспечивает управление фазами импульсов, и, далее, на модулятор 218, которые управляются подсистемой 210 процессора для получения нужных фаз импульсов ВЧ поля. Выходной сигнал модулятора 218 поступает через усилитель 220 мощности на ВЧ антенну 222. В некоторых случаях можно предусмотреть модулятор 224 добротности для демпфирования ВЧ антенной системы с целью ослабления звона антенны.The pulse generator comprises a
В описываемом устройстве антенна 222 передает ВЧ импульсы для создания ВЧ поля в пластах и принимает эхо-сигналы, возникающие под действием ВЧ поля. Таким образом, антенна 222 также соединена с приемным трактом через дуплексер или коммутатор 226, выход которого подключен к приемному усилителю 228. В режимах передачи и демпфирования коммутатор 226 защищает приемный усилитель 228 от импульсов высокой мощности, поступающих на ВЧ антенну 222. В режиме приема дуплексер 226 действует как низкоомное соединение от антенны 222 к приемному усилителю 228. Выход приемного усилителя 228 подключен к двойному фазочувствительному детектору 230, на который также поступает, в качестве опорного сигнала, сигнал, полученный из генератора. Выход детектора 230 подключен к аналого-цифровому преобразователю 232, который выдает цифровой сигнал, представляющий зарегистрированные сигналы ЯМР.In the described device, the
Хотя каротажный прибор 10 показан на фиг.1 в виде объединенного или единого устройства, он может, альтернативно, содержать отдельные элементы и может быть объединен с другими каротажными приборами. Кроме того, хотя показан прибор с проводной связью, можно использовать альтернативные формы физической поддержки и линии связи с поверхностью, например, в применении КПБ. Кроме того, цифровые сигналы, представляющие зарегистрированные спиновые эхо, можно передавать на наземную систему 20 регистрации, когда прибор 10 находится в скважине. Альтернативно, подсистема 210 процессора может сохранять цифровые сигналы в памяти, откуда они будут извлечены после подъема прибора 10 на поверхность.Although the
С помощью каротажного прибора, показанного на фиг.1, можно измерять несколько параметров ЯМР, из которых можно вывести свойства среды бурения. Например, большинство каротажных приборов на основе ЯМР приспособлены к измерению спин-решеточных (продольных) времен релаксации (Т1) и спин-спиновых (поперечных) времен релаксации (Т2) ядер водорода. Для проведения таких измерений можно сначала поляризовать ядра под действием статического магнитного поля В0, а затем наложить ВЧ импульс (импульс инициализации), настроенный на гиромагнитную частоту нужных ядер и откалиброванный по длине, для получения 90-градусного поворота спиновой намагниченности.Using the logging tool shown in FIG. 1, several NMR parameters can be measured, from which the properties of the drilling medium can be derived. For example, most NMR-based logging tools are capable of measuring spin-lattice (longitudinal) relaxation times (T 1 ) and spin-spin (transverse) relaxation times (T 2 ) of hydrogen nuclei. To carry out such measurements, one can first polarize the nuclei under the influence of a static magnetic field B 0 , and then apply an RF pulse (initialization pulse) tuned to the gyromagnetic frequency of the desired nuclei and calibrated along the length to obtain a 90-degree rotation of the spin magnetization.
Известный прибор КПБ, пригодный для использования в соответствии с настоящим изобретением, описан в патенте США №6246236.A known CPB device suitable for use in accordance with the present invention is described in US Pat. No. 6,246,236.
На фиг.3 представлена блок-схема 300 этапов способа сбора информации о поровом давлении в геологическом пласте, окружающем ствол скважины, или по меньшей мере в пласте, через который должна проходить скважина. Согласно способу осуществляют измерение отклика ЯМР из области или зоны, образованной скважиной и окружающим пластом («среды бурения») в диапазоне глубин. Среда бурения может располагаться в едином однородном пласте или зоне или проходить через множество пластов или зон. Как поясняется ниже, поровое давление в геологическом пласте, соседствующем со скважиной, влияет на определенные свойства среды бурения. В этом случае в способе согласно изобретению предусматривается измерение ЯМР для оценки свойств среды бурения в диапазоне глубин в скважине и получение на основании этой оценки информации, касающейся порового давления в том же диапазоне глубин в скважине.FIG. 3 is a flow chart of 300 steps of a method for collecting pore pressure information in a geological formation surrounding a wellbore, or at least in a formation through which a well should pass. According to the method, the NMR response is measured from the region or zone formed by the well and the surrounding formation (“drilling medium”) in the depth range. The drilling medium may be located in a single uniform formation or zone or pass through many formations or zones. As explained below, pore pressure in the geological formation adjacent to the well affects certain properties of the drilling medium. In this case, the method according to the invention provides for NMR measurement to evaluate the properties of the drilling medium in the range of depths in the well and obtain, based on this assessment, information regarding pore pressure in the same range of depths in the well.
Первоначальный этап способа состоит в выборе (302) одного или нескольких подходящих свойств (химических или физических) среды бурения. Подходящее свойство следует выбирать так, чтобы измеренные значения или поведение в данном диапазоне глубин в скважине можно прямо или косвенно связать со значениями или поведением порового давления в том же диапазоне глубин в скважине. В частности, было установлено, что для определенных свойств изменения значений в диапазоне глубин можно связать с изменениями порового давления. Например, поведение пористости в определенных диапазонах глубин в скважине можно связать с поведением порового давления в пласте в том же диапазоне глубин. Обычно пористость снижается с увеличением глубины, поскольку повышение давления приводит к уплотнению пласта. Нарушение этой общей тенденции или профиля, т.е. резкое увеличение пористости в зоне, однородной в иных отношениях, может свидетельствовать о наличии зоны повышенного давления.The initial step of the method is to select (302) one or more suitable properties (chemical or physical) of the drilling medium. A suitable property should be chosen so that the measured values or behavior in a given range of depths in the well can be directly or indirectly associated with the values or behavior of pore pressure in the same range of depths in the well. In particular, it was found that for certain properties, changes in values in the depth range can be associated with changes in pore pressure. For example, the behavior of porosity in certain depth ranges in a well can be associated with the behavior of pore pressure in a formation in the same depth range. Typically, porosity decreases with increasing depth, since an increase in pressure leads to a compaction of the formation. Violation of this general trend or profile, i.e. a sharp increase in porosity in the zone, homogeneous in other respects, may indicate the presence of a zone of high pressure.
Кроме того, пористость пласта или общую пористость можно разложить на две составляющие: количество связанного флюида (КСвязФ) и количество свободного флюида (КСвобФ). Что касается способа, в качестве подходящего свойства среды бурения можно независимо выбрать любую из двух составляющих. КСвязФ это относительная доля общей пористости, которая является связанной, тогда как КСвобФ это доля, которая не является связанной. В частности, КСвязФ выражает процент пористости (общей пористости), которая тесно взаимодействует с зернами твердой породы, в особенности, частицами глины. Во многих задачах удобно и даже предпочтительно контролировать КСвязФ и/или КСвобФ совместно с общей пористостью. В любом случае используемый здесь термин «пористость» может означать общую пористость, КСвязФ, КСвобФ или комбинации любых или всех этих величин.In addition, formation porosity or total porosity can be decomposed into two components: the amount of bound fluid (KSvyazF) and the amount of free fluid (KSvobF). As for the method, as one suitable property of the drilling medium, you can independently select any of two components. KSvyazF is a relative fraction of the total porosity that is bound, while KSvobF is a fraction that is not bound. In particular, KSvyazF expresses the percentage of porosity (total porosity), which closely interacts with hard rock grains, especially clay particles. In many tasks, it is convenient and even preferable to control KSvyazF and / or KSvobF together with total porosity. In any case, the term “porosity” as used herein may mean total porosity, KSvyazF, KSvobF, or a combination of any or all of these values.
Как и значения общей пористости, значения КСвязФ имеют тенденцию к убыванию с увеличением глубины, в особенности в сланцевых пластах, но возрастают в зоне избыточного давления. Таким образом, наличие обратной тенденции, т.е. возрастание КСвязФ в зоне, однородной в иных отношениях, может свидетельствовать о внезапном увеличении порового давления.Like the values of total porosity, KSvyazF values tend to decrease with increasing depth, especially in shale formations, but increase in the overpressure zone. Thus, the presence of a reverse trend, i.e. an increase in KsvyazF in a zone that is otherwise homogeneous may indicate a sudden increase in pore pressure.
Пористость это одно из нескольких свойств среды бурения, которое может быть признано подходящим для использования в способе (фиг.3). Другие свойства для использования в способе включают в себя проницаемость, размер поры, определяемый по ограниченной диффузии, свойства буровых флюидов, в том числе состав, свойства пластовых флюидов, в том числе состав, характеристики проникновения буровых/пластовых флюидов и комбинации этих свойств.Porosity is one of several properties of the drilling medium, which can be considered suitable for use in the method (figure 3). Other properties for use in the method include permeability, pore size determined by limited diffusion, properties of drilling fluids, including composition, properties of formation fluids, including composition, penetration characteristics of drilling / formation fluids, and combinations of these properties.
Способ предпочтительно предусматривает выбор (304) подходящего параметра ЯМР. Как указано выше, при измерениях ЯМР возникает отклик, уникальный для среды или объекта, для которой/ого предназначен сигнал ЯМР. Этот отклик ЯМР можно описать уникальным набором параметров, хотя для наблюдения и более точной оценки определенных параметров может потребоваться обработка отклика. Для этой цели можно применять любые подходящие методы, известные специалистам в данной области. При осуществлении способа, согласно изобретению, выявляют один или несколько из этих параметров (или данных ЯМР), значения которых связаны со значениями или поведением выбранного подходящего свойства в данном диапазоне глубин в скважине. В частности, выбранный параметр ЯМР отличается тем, что его значения в данном диапазоне глубин в скважине имеют некоторую корреляцию со значениями или поведением выбранного свойства среды бурения в том же диапазоне глубин, и, таким образом, из него можно вывести поведение или значения порового давления.The method preferably comprises selecting (304) a suitable NMR parameter. As indicated above, in NMR measurements, a response occurs that is unique to the medium or object for which the NMR signal is intended. This NMR response can be described by a unique set of parameters, although processing of the response may be required to observe and more accurately evaluate certain parameters. For this purpose, you can apply any suitable methods known to specialists in this field. When implementing the method according to the invention, one or more of these parameters (or NMR data) are detected, the values of which are associated with the values or behavior of the selected suitable property in a given depth range in the well. In particular, the selected NMR parameter is characterized in that its values in a given range of depths in the well have some correlation with the values or behavior of the selected property of the drilling medium in the same depth range, and thus, the behavior or values of pore pressure can be derived from it.
Для пористости в качестве параметра ЯМР предпочтительно использовать распределение Т2 в отклике ЯМР. Распределения Т2 ЯМР соленой воды коррелируют с распределениями размера поры. В частности, более короткие времена релаксации коррелируют с повышенным уплотнением или уменьшенным размером поры. Можно также выбирать распределение Т1, не зависящее от диффузивности, возможно, в дополнение к распределению Т2.For porosity, it is preferable to use the T 2 distribution in the NMR response as an NMR parameter. Distributions of T 2 NMR of salt water correlate with pore size distributions. In particular, shorter relaxation times correlate with increased compaction or reduced pore size. You can also choose the distribution of T 1 independent of diffusivity, possibly in addition to the distribution of T 2 .
В предпочтительном варианте воплощения способа предусмотрено проведение измерений ЯМР в диапазоне глубин в скважине и, таким образом, генерирование (306) отклика ЯМР от среды бурения. Измерения можно проводить непрерывно по диапазону глубин или периодически по времени или глубине. Обычно получают большой объем информации о характеристиках различных зон или пластов, в которых нужно бурить скважину. Особый интерес представляют глубины, где располагаются переходы между зонами или пластами. Частотность и расположение этих переходов могут определять величину диапазона глубин на этапе 306 и в случае периодических измерений количество и частотность измерений. В таких изменениях часто встречаются заметные изменения свойств, не связанные с избыточным или недостаточным давлением; поэтому следует проявлять осторожность во избежание неверной интерпретации или преждевременной реакции на такие изменения. В любом случае диапазон глубин, используемый на этапе 306, может занимать часть полной глубины скважины, например, в однородной зоне, или проходить на всю глубину скважины, охватывая несколько зон или пластов.In a preferred embodiment of the method, NMR measurements are carried out over a depth range in the well and thus generating (306) an NMR response from the drilling medium. Measurements can be carried out continuously over a range of depths or periodically over time or depth. Typically, a large amount of information is obtained on the characteristics of the various zones or formations in which the well is to be drilled. Of particular interest are the depths where the transitions between zones or formations are located. The frequency and location of these transitions can determine the magnitude of the depth range at
Кроме того, в зависимости от искомого свойства среды бурения применяется измерение ЯМР того или иного типа. Например, когда нужно получить значения пористости или проницаемости, измерения ЯМР следует осуществлять так, чтобы генерировать отклик с глубины в окружающем геологическом пласте. Методы и оборудование для измерения ЯМР описаны в патентах США №№6246236 и 6232778.In addition, depending on the desired property of the drilling medium, NMR measurement of one type or another is used. For example, when it is necessary to obtain values of porosity or permeability, NMR measurements should be carried out so as to generate a response from a depth in the surrounding geological formation. Methods and equipment for measuring NMR are described in US patent No. 6246236 and 6232778.
Из нижеследующего описания следует, что измерения ЯМР можно также производить в и вокруг области среды бурения, где обычно проходят границы раздела между пластовыми флюидами и буровыми флюидами. Эта область может находиться где-то от 1" до 2" от внешней поверхности ствола скважины, и ее обычно называют околоскважинной областью. Околоскважинная область подвержена проникновению буровых флюидов, которые замещают пластовой флюид или смешиваются с ним по причине избыточного давления в скважине по отношению к давлению в пласте. Поэтому фронт проникновения меняется с глубиной и перепадом давления в скважине. Методы и оборудование измерения ЯМР, применяемого к этой области, известны из патента США №6246236. Эти типы измерений ЯМР можно применять для сбора информации о свойствах бурового флюида, в том числе состава бурового флюида и степени и скорости проникновения бурового флюида в область, обычно занимаемую пластовым флюидом. Свойства бурового флюида можно также получить из измерений в отношении пластового флюида, т.е. из свойств пластового флюида. На основании состава и размещения пластового флюида в околоскважинной области можно сделать вывод о свойствах бурового флюида. Применение этих типов измерений ЯМР в настоящем изобретении описано ниже для альтернативных способов, проиллюстрированных на фиг.5 и 6.It follows from the following description that NMR measurements can also be made in and around the region of the drilling medium, where the interface between formation fluids and drilling fluids usually extends. This area can be anywhere from 1 "to 2" from the outer surface of the wellbore, and it is usually called the near-wellbore area. The near-wellbore region is susceptible to penetration of drilling fluids, which replace or mix with the formation fluid due to overpressure in the well relative to the pressure in the reservoir. Therefore, the penetration front varies with depth and pressure drop in the well. Methods and equipment for measuring NMR applied to this field are known from US Pat. No. 6,246,236. These types of NMR measurements can be used to collect information about the properties of the drilling fluid, including the composition of the drilling fluid and the degree and rate of penetration of the drilling fluid into the area typically occupied by the formation fluid. The properties of the drilling fluid can also be obtained from measurements with respect to the formation fluid, i.e. from reservoir fluid properties. Based on the composition and location of the formation fluid in the near-wellbore region, we can conclude about the properties of the drilling fluid. The use of these types of NMR measurements in the present invention is described below for alternative methods illustrated in FIGS. 5 and 6.
Значения параметра/ов ЯМР и свойство среды бурения предпочтительно выводить на каротажную диаграмму или диаграмму характеристики скважины (фиг.3А). Поступающие на подсистему процессора значения параметра ЯМР (фиг.1 и 2) становятся входными для размещенной там компьютерной программы. Компьютерная программа может реализовать любой из нескольких известных процессов сопоставления значений параметра ЯМР со значениями выбранного свойства среды бурения (312). Предпочтительно, программа генерирует значения свойства среды бурения в диапазоне глубин. Эти значения затем выводятся на каротажную диаграмму 350 (фиг.3А) совместно с параметром ЯМР. Примеры процессов, пригодных для сопоставления значений распределений Т2 со значениями пористости и проницаемости, описаны в документах SPE30560 и SPE49010.The values of the NMR parameter / s and the property of the drilling medium are preferably displayed on a log or well characterization diagram (FIG. 3A). The NMR parameter values arriving at the processor subsystem (Figs. 1 and 2) become input to the computer program located there. A computer program can implement any of several known processes of comparing the values of the NMR parameter with the values of the selected property of the drilling medium (312). Preferably, the program generates properties of the drilling medium in a depth range. These values are then displayed on the log 350 (Fig. 3A) together with the NMR parameter. Examples of processes suitable for comparing the distributions of T 2 with the values of porosity and permeability are described in documents SPE30560 and SPE49010.
Для установления (308) достаточного количества значений подходящего свойства или, альтернативно, установления некоторого профиля или тенденции в достаточно представительном диапазоне глубин может потребоваться провести совокупность измерений ЯМР. Это позволяет оператору буровой установки или иному пользователю или автоматически сравнивать измеренные или фактические значения подходящего свойства в диапазоне глубин, тем самым оценивания поведение подходящего свойства. Особое внимание уделяется тому, являются ли измеренные значения относительно постоянными, постепенно возрастающими или убывающими, или же резко изменяющимися с глубиной. Результаты сравнения значений друг с другом или их взаимное соответствие можно затем сопоставить с поведением порового давления. Если фактические значения пористости постепенно возрастают с глубиной в известной однородной зоне, то можно установить, что поровое давление также возрастает с глубиной нормальным образом и не подвержено внезапным изменениям давления. Если же постепенное возрастание (профиль) прерывается участком внезапного спада или увеличения, то можно установить, что поровое давление в диапазоне глубин прервано зоной избыточного или недостаточного давления, соответственно. Сравнение значений свойства в диапазоне глубин составляет этап (312) определения или прогнозирования характеристик порового давления в геологическом пласте.To establish (308) a sufficient number of values of a suitable property or, alternatively, to establish a certain profile or trend in a sufficiently representative range of depths, it may be necessary to conduct a set of NMR measurements. This allows the rig operator or other user to either automatically compare the measured or actual values of the suitable property in the depth range, thereby evaluating the behavior of the suitable property. Particular attention is paid to whether the measured values are relatively constant, gradually increasing or decreasing, or sharply changing with depth. The results of comparing the values with each other or their mutual correspondence can then be compared with the behavior of pore pressure. If the actual values of porosity gradually increase with depth in a known homogeneous zone, then it can be established that the pore pressure also increases with depth in a normal way and is not subject to sudden changes in pressure. If a gradual increase (profile) is interrupted by a section of sudden decline or increase, then it can be established that the pore pressure in the depth range is interrupted by the zone of over or under pressure, respectively. Comparison of property values in the depth range is the step (312) of determining or predicting the characteristics of pore pressure in the geological formation.
Значения свойства ЯМР и свойства среды бурения предпочтительно выводить на каротажную диаграмму (фиг.3А). Применительно к КПБ предпочтительно регистрировать значения в ходе бурения, что позволяет отслеживать свойство, а, значит, и поровое давление при бурении. При бурении каротажная диаграмма может непрерывно распечатываться на бумажной ленте или отображаться на цифровом дисплее, что позволяет осуществлять оперативный или почти одновременный мониторинг. В альтернативных вариантах осуществления каротажное программное обеспечение может быть дополнительно снабжено средством оповещения или указания для отслеживания определенного нежелательного поведения подходящего свойства и порового давления или значений подходящего свойства и порового давления, превышающих заданные уровни. Под «каротажной диаграммой» следует понимать любое отображение или визуальное представление, отражающее значения параметров ЯМР, свойства среды бурения и другую информацию скважины.The values of the NMR property and the properties of the drilling medium are preferably displayed on a log (Fig. 3A). In relation to PBC, it is preferable to register values during drilling, which allows you to track the property, and, therefore, the pore pressure during drilling. During drilling, the logging diagram can be continuously printed on a paper tape or displayed on a digital display, which allows real-time or almost simultaneous monitoring. In alternative embodiments, the logging software may be further provided with alerts or indications for monitoring specific unwanted behavior of a suitable property and pore pressure or values of a suitable property and pore pressure in excess of predetermined levels. A “well log” should be understood as any display or visual representation reflecting the values of the NMR parameters, the properties of the drilling medium and other information of the well.
Каротажная диаграмма 350 (фиг.3А) - это упрощенное представление каротажной диаграммы, пригодной для использования в соответствии со способом, устройством и системой согласно изобретению. На дорожках 1 и 2 соответственно каротажной диаграммы 350 отражены значения гамма-каротажа и глубины в скважине. На дорожке 3 отображен выбранный параметр ЯМР - распределение Т2. На дорожке 4 отображены значения выбранного свойства среды бурения - пористости. С одной стороны, каротажная диаграмма 350 является упрощенным представлением, поскольку в более общем применении можно регистрировать различные параметры ЯМР совместно с тремя общеизвестными свойствами пористости и, возможно, проницаемостью. Такой комплект данных ЯМР и значений свойств, выводимых из ЯМР, можно дополнить другими физическими измерениями, полученными известными способами. Это позволяет добиться более точного или более надежного мониторинга условий в среде бурения и условий порового давления. Каким образом способ, устройство или система предусматривают применение этих разнообразных ресурсов, ясно из настоящего описания и/или прилагаемых чертежей.Log diagram 350 (FIG. 3A) is a simplified representation of a log diagram suitable for use in accordance with the method, apparatus, and system of the invention. On tracks 1 and 2, respectively, of the
В каротажной диаграмме 350 значения Т2 и пористости регистрируются в нескольких известных зонах пласта. На дорожке 5 отдельно показаны значения или профиль 354 КСвязФ. Значения повторяют ожидаемый профиль, показанный пунктирными линиями 356, на протяжении первых трех зон, где значения КСвязФ постепенно снижаются с глубиной вплоть до областей 358 перехода между зонами. Эти области 358 перехода между зонами характеризуются резкими изменениями распределения Т2 и значений КСвобФ - область 360. Однако постепенное снижение значений КСвязФ прерывается, когда бурение продолжается в последующих зонах. В частности, начиная с глубины около 14000′, значения КСвязФ резко возрастают, что указывает на внезапное увеличение порового давления. На каротажной диаграмме 350 такое внезапное увеличение отмечено флагом 364 и флагом 366. В частности, флаг 366 является указателем сигнала тревоги, (например, красного звукового и светового аварийного сигнала), предупреждающего пользователя об условии возможного избыточного давления.In a
В приложении КПБ такое событие может стать основанием для остановки операции бурения. В некоторых приложениях могут осуществляться дополнительные измерения или дальнейшее исследование для подтверждения условия избыточного давления. Затем можно приступить к устранению условия избыточного давления, регулируя буровое оборудование, например, увеличивая плотность состава бурового флюида или снижая производительность насоса.In the PBC application, such an event may become the basis for stopping the drilling operation. In some applications, additional measurements or further investigation may be made to confirm the overpressure condition. Then you can begin to eliminate the overpressure condition by adjusting the drilling equipment, for example, increasing the density of the composition of the drilling fluid or reducing the performance of the pump.
Пример каротажной диаграммы 350 и блок-схемы, изображенной на фиг.3, демонстрирует, как можно определять характеристики порового давления в диапазоне глубин, и как можно использовать такую информацию при проведении операции бурения. Для выделения изменения порового давления на каротажной диаграмме 350 также предусмотрена экстраполяция прогнозируемых или нормальных значений давления, что позволяет установить прогнозируемый или нормальный профиль. Прогнозируемый профиль обозначен пунктирными линиями 356, продолжающими фактический профиль 354 измеренных или фактических значений КСвязФ. Когда фактический профиль 354 отклоняется от прогнозируемого профиля 356, на диаграмме появляются и сохраняются оба профиля, и разница, представленная областью 364, выделяется (например, красным цветом). Это позволяет пользователю оценить и даже рассчитать, насколько фактические значения отклоняются от нормальных значений, и, таким образом, оценить величину избыточного давления.An example of a logging diagram 350 and the flowchart of FIG. 3 illustrates how pore pressure characteristics can be determined in the depth range, and how such information can be used in a drilling operation. To highlight the change in pore pressure on the
На фиг.4 представлен вариант общего способа, описанного со ссылкой на блок-схему, показанную на фиг.3, для бурения скважины с применением измерений ЯМР. На блок-схеме 400 (фиг.4) предусмотрено сравнение прогнозируемого профиля свойства среды бурения в диапазоне глубин с фактическим профилем, полученным из измерений ЯМР.Figure 4 presents a variant of the General method described with reference to the flowchart shown in figure 3, for drilling wells using NMR measurements. On the block diagram 400 (figure 4) provides a comparison of the predicted profile of the properties of the drilling medium in the depth range with the actual profile obtained from NMR measurements.
На начальном этапе 402 способа выбирают подходящее свойство среды бурения. Согласно изобретению подходящее свойство выбирают таким образом, чтобы изменения значений свойства в диапазоне глубин в скважине можно было сопоставить с изменениями порового давления пласта. Как отмечено выше, еще до бурения и до проведения измерений ЯМР можно получить большой объем информации об исследуемом пласте. Из этой массы предварительно полученной информации получают (414) ожидаемый или прогнозируемый профиль физического свойства в данном диапазоне глубин в скважине. Прогнозируемый профиль выражает ожидаемое или нормальное поведение свойства в интервале глубин и служит исходной точкой для мониторинга порового давления. Таким образом, во многих случаях прогнозируемый профиль выражает условия порового давления при бурении. Если фактический профиль непосредственно соответствует прогнозируемому, то бурение, скорее всего, пройдет, как запланировано.At the
Прогнозируемый профиль предпочтительно демонстрировать на каротажной диаграмме. Прогнозируемый профиль получают на разных глубинах в скважине и в разных зонах. Обычно профиль в каждой зоне уникален для этой зоны и, возможно, не зависит от других зон. Таким образом, в определенном отношении прогнозируемый профиль можно рассматривать как совокупность прогнозируемых профилей по нескольким зонам.The predicted profile is preferably shown on a log chart. The predicted profile is obtained at different depths in the well and in different zones. Typically, the profile in each zone is unique to that zone and may not be dependent on other zones. Thus, in a certain respect, the predicted profile can be considered as a set of predicted profiles for several zones.
На начальном этапе способа выбирают (406) также по меньшей мере один подходящий параметр ЯМР. Подходящий параметр ЯМР отличается тем, что его значения в диапазоне глубин можно сопоставить со значениями выбранного подходящего свойства. В частности, параметр ЯМР выбирают так, чтобы изменения его значений в диапазоне глубин в скважине можно было сопоставить с изменениями свойства в том же диапазоне глубин. Таким образом, из измерений ЯМР можно вывести поведение подходящего свойства. Если в качестве физического свойства выбрана пористость, то в качестве параметра ЯМР предпочтительно выбрать распределение Т2 в отклике ЯМР.At the initial stage of the method, at least one suitable NMR parameter is also selected (406). A suitable NMR parameter is characterized in that its values in the depth range can be compared with the values of the selected suitable property. In particular, the NMR parameter is chosen so that changes in its values in the range of depths in the well can be compared with changes in properties in the same range of depths. Thus, behavior of a suitable property can be derived from NMR measurements. If porosity is selected as the physical property, it is preferable to select the distribution of T 2 in the NMR response as the NMR parameter.
По завершении начальных этапов начинается бурение скважины (408). Затем с помощью устройства измерения ЯМР (в данном случае, предпочтительно, прибора КПБ) проводят измерения (410) в диапазоне глубин в скважине. Как было отмечено ранее, измерения ЯМР можно проводить периодически с определенными интервалами по глубине и через определенные промежутки времени, или же непрерывно в диапазоне глубин в скважине. Что касается способа, то упомянутый диапазон глубин в скважине может означать диапазон глубин в зоне, на протяжении совокупности зон или на протяжении всей глубины скважины.Upon completion of the initial stages, well drilling begins (408). Then, using an NMR measuring device (in this case, preferably a CPB instrument), measurements are taken (410) in the depth range in the well. As noted earlier, NMR measurements can be carried out periodically at certain intervals in depth and at certain intervals of time, or continuously in the range of depths in the well. As for the method, the aforementioned range of depths in a well may mean a range of depths in a zone, throughout a set of zones or throughout the entire depth of a well.
Отклик ЯМР предпочтительно передавать на поверхность известными телеметрическими средствами, где он поступает на подсистему процессора наземной системы регистрации. Значения физического свойства получают из измеренного параметра ЯМР с использованием известных методов корреляции и обработки. Затем значения параметра ЯМР физического свойства выводят на каротажную диаграмму 350. Регистрируя ряд значений физического свойства в начальных диапазонах глубин, устанавливают (416) фактический профиль физического свойства.The NMR response is preferably transmitted to the surface by known telemetry means, where it arrives at the processor subsystem of the ground-based recording system. Physical property values are obtained from the measured NMR parameter using well-known correlation and processing methods. Then the values of the NMR parameter of the physical property are displayed on the
Фактический профиль 354 (фиг.3А) можно отображать на той же дорожке, что и прогнозируемый профиль 356, чтобы он накладывался на прогнозируемый профиль 356. Во многих случаях это значительно облегчает последующие этапы (418) сравнения двух профилей и обнаружения (420) отклонения или отличия фактического профиля от ожидаемого профиля. Если фактический профиль действительно отклоняется или отличается от ожидаемого профиля, то, согласно изобретению, можно сопоставить (426) отклонения или отличия с изменениями порового давления. В этом случае каротажную диаграмму, которая, скорее всего, содержит и другие данные и измерения ЯМР, подвергают дальнейшему анализу и, возможно, проводят дополнительные измерения и испытания (например, с поверхности). Таким образом, оператор определяет (428) или подтверждает, обнаружение зоны избыточного давления.The actual profile 354 (FIG. 3A) can be displayed on the same track as the predicted
Согласно каротажной диаграмме 350 зона избыточного или недостаточного давления отличается резким отклонением от прогнозируемого профиля. В случае подтверждения такой ситуации избыточного/недостаточного давления, операцию бурения можно отрегулировать так, чтобы скомпенсировать (430) или исправить зону избыточного или недостаточного давления. В некоторых случаях операцию бурения можно остановить. Во многих случаях зону избыточного/недостаточного давления можно исправить путем регулировки состава бурового флюида. Например, можно добавить утяжелители, чтобы увеличить вес и плотность флюида. Кроме того, можно изменять производительность насоса, снижать скорость бурения или реализовать управляемое бурение. В любой из этих ситуаций отрегулированное бурение будет отклоняться от первоначального плана. Соответственно, можно провести различные измерения, например сейсморазведку, чтобы дополнительно оценить условия бурения. После этого операцию бурения можно возобновить (408) и проводить дополнительные измерения (410) ЯМР на последующих глубинах.According to well log 350, the over or under pressure zone is characterized by a sharp deviation from the predicted profile. If such an over / under pressure situation is confirmed, the drilling operation can be adjusted to compensate (430) or correct the over or under pressure zone. In some cases, the drilling operation can be stopped. In many cases, the over / under pressure zone can be corrected by adjusting the composition of the drilling fluid. For example, weighting agents may be added to increase the weight and density of the fluid. In addition, you can change the performance of the pump, reduce the drilling speed or implement controlled drilling. In any of these situations, regulated drilling will deviate from the original plan. Accordingly, it is possible to carry out various measurements, for example, seismic exploration, in order to further evaluate the drilling conditions. After this, the drilling operation can be resumed (408) and additional measurements (410) of NMR can be performed at subsequent depths.
Согласно еще одному аспекту изобретения предусмотрен способ регулирования ожидаемого профиля в ходе бурения (424), обеспечивающий более точный мониторинг бурения. Ожидаемый профиль можно регулировать с учетом фактических измерений параметра ЯМР и подходящего свойства на предыдущих глубинах. Прогнозируемый профиль предпочтительно регулировать в реальном времени и одновременно с регистрацией фактического профиля. Например, ввиду непредвиденных изменений в геологической модели увеличение пористости с глубиной может оказаться более резким или более быстрым, чем первоначально прогнозировалось. В таком случае можно регулировать прогнозируемый профиль, чтобы приблизить его к истинному профилю.According to another aspect of the invention, there is provided a method for adjusting the expected profile during drilling (424), providing more accurate monitoring of drilling. The expected profile can be adjusted based on actual measurements of the NMR parameter and a suitable property at previous depths. The predicted profile is preferably adjusted in real time and simultaneously with the registration of the actual profile. For example, due to unforeseen changes in the geological model, an increase in porosity with depth may turn out to be sharper or faster than originally predicted. In this case, the predicted profile can be adjusted to bring it closer to the true profile.
Применительно к определенным физическим свойствам, например пористости и проницаемости, прогнозируемый профиль можно получить из полученной ранее информации. Например, пористость исследуемого пласта или исследуемых зон можно предварительно зарегистрировать с использованием наземных средств, например сейсмических или акустических измерений. Альтернативно, прогнозируемый профиль можно получить из информации в аналогичных зонах или пластах, в частности пластах, окружающих смещенные скважины. Кроме того, прогнозируемый профиль можно установить, проведя первоначальные изменения в однородной зоне и экстраполируя первоначальный профиль на оставшуюся часть зоны.For certain physical properties, such as porosity and permeability, the predicted profile can be obtained from previously obtained information. For example, the porosity of the formation or zones under study can be pre-recorded using ground based means, such as seismic or acoustic measurements. Alternatively, the predicted profile can be obtained from information in similar zones or formations, in particular formations surrounding displaced wells. In addition, the predicted profile can be established by making initial changes in a homogeneous zone and extrapolating the initial profile to the rest of the zone.
В качестве свойства среды бурения можно выбрать свойство бурового флюида, например состав бурового флюида. В ряде приложений выбирают свойство бурового флюида, относящееся к взаимодействию между буровым флюидом и пластовым флюидом в околоскважинной области (например, глубину и скорость проникновения бурового флюида). В этих случаях прогнозируемый или базовый профиль может отражать почти постоянное значение в узком диапазоне глубин. Затем отслеживают резкие отклонения от постоянного профиля. Во многих случаях прогнозируемый профиль устанавливают, проводя измерения на поверхности скважины с использованием известных средств. Альтернативно, измерения можно проводить вблизи или на поверхности с использованием измерений ЯМР в отношении бурового флюида или пластового флюида. Полученный таким образом профиль экстраполируют на диапазон глубин в скважине в виде вертикальной линии, например линии 370 на каротажной диаграмме 350. На фиг.5 и 6 представлены варианты способа, согласно изобретению, согласно которым выбирают подходящее свойство, относящееся к буровому флюиду или пластовому флюиду. В этих примерах свойства, относящиеся к содержанию пластового флюида в области скважины, являются по существу свойством бурового флюида, поскольку оно обычно выражает что-то о фронте проникновения.As a property of the drilling medium, it is possible to select a property of the drilling fluid, for example, the composition of the drilling fluid. In a number of applications, a drilling fluid property is selected that relates to the interaction between the drilling fluid and the formation fluid in the near-wellbore region (e.g., the depth and penetration rate of the drilling fluid). In these cases, the predicted or base profile may reflect an almost constant value over a narrow range of depths. Then, sharp deviations from the constant profile are monitored. In many cases, the predicted profile is established by performing measurements on the surface of the well using known means. Alternatively, measurements can be made near or on the surface using NMR measurements with respect to the drilling fluid or formation fluid. The profile thus obtained is extrapolated to the depth range in the well in the form of a vertical line, for example,
На фиг.5 изображена блок-схема этапов способа проведения операций бурения. На начальном этапе способа выбирают (502) по меньшей мере одно подходящее свойство среды бурения, обеспеченное в околоскважинной области среды бурения. В качестве свойства выбирают глубину проникновения пластового флюида. В процессе бурения равновесие флюидов внутри пласта нарушается. Обычно давление бурового раствора в скважине выше, чем давление природного пластового флюида (бурение с нарушением равновесия). Этот перепад давлений приводит к проникновению бурового флюида или бурового раствора в пласт и к замещению природного пластового флюида фильтратом бурового раствора в области, окружающей ствол скважины (так называемой зоне проникновения). Зона проникновения обычно содержит измельченное вещество, которое быстро отфильтровывается на стенках скважины, образуя слой, так называемый «сальник». Нарастание сальника является желательным эффектом, поскольку он ослабляет связь между пластом и столбом бурового раствора, тем самым предотвращая или ослабляя дополнительный переток бурового раствора в пласт. В зоне избыточного давления небуровой раствор проникает в пласт, а пластовой флюид может иметь тенденцию проникать в столб бурового раствора. Этот эффект, конечно, нежелателен, поскольку может приводить к разбавлению системы буровых растворов, а значит к изменению веса и плотности бурового раствора.Figure 5 shows a block diagram of the steps of a method for conducting drilling operations. At the initial stage of the method, at least one suitable property of the drilling medium provided in the near-borehole region of the drilling medium is selected (502). As a property, the penetration depth of the formation fluid is selected. During drilling, the balance of fluids within the formation is disturbed. Typically, the pressure of the drilling fluid in the well is higher than the pressure of the natural formation fluid (unbalanced drilling). This pressure drop leads to the penetration of the drilling fluid or drilling fluid into the formation and to the replacement of the natural formation fluid with the filtrate of the drilling fluid in the area surrounding the wellbore (the so-called penetration zone). The penetration zone usually contains a crushed substance, which is quickly filtered off on the walls of the borehole, forming a layer, the so-called "gland". Gland buildup is a desirable effect because it weakens the connection between the formation and the mud column, thereby preventing or weakening the additional flow of the drilling fluid into the formation. In an overpressure zone, a non-drilling fluid penetrates the formation, and formation fluid may tend to penetrate the mud column. This effect, of course, is undesirable, because it can lead to dilution of the drilling fluid system, and therefore to a change in the weight and density of the drilling fluid.
В современных приборах измерения ЯМР часто используется магнитное поле, спадающее в направлении от прибора вглубь пласта (так называемая градиентная схема). Такой прибор позволяет оператору измерять сигнал ЯМР в тонком слое вокруг прибора. Положение тонкого слоя можно выбирать путем подбора подходящей частоты, удовлетворяющей условию наличия гиромагнитного резонанса на нужном расстоянии (или глубине) от прибора. Это дает возможность осуществлять измерения ЯМР на разных глубинах исследования. Поскольку перепад давления между буровым раствором и пластовым флюидом влияет на профиль и скорость проникновения, измерение содержания фильтрата бурового раствора в зависимости от глубины может давать ценную информацию о процессе проникновения и, следовательно, поровом давлении. Альтернативно, измерение изменений профиля проникновения с течением времени также может давать ценную информацию. Более медленное проникновение может свидетельствовать о более высоком давлении в пласте и наоборот. Можно выбрать аналогичные подходы, предусматривающие получение профиля проникновения другими средствами (например, на основе удельного сопротивления) в сочетании с измерениями свойства породы на основе ЯМР для оценки порового давления. В любом случае измерения глубины проникновения флюида или, точнее, изменений глубины проникновения флюида на глубинах в скважине можно сопоставить с изменениями порового давления в окружающем геологическом пласте.In modern NMR measuring instruments, a magnetic field is often used, which decreases in the direction from the instrument into the depth of the formation (the so-called gradient scheme). Such a device allows the operator to measure the NMR signal in a thin layer around the device. The position of the thin layer can be selected by selecting the appropriate frequency that satisfies the condition of the presence of gyromagnetic resonance at the desired distance (or depth) from the device. This makes it possible to carry out NMR measurements at different depths of the study. Since the pressure differential between the drilling fluid and the formation fluid affects the profile and penetration rate, measuring the mud filtrate content as a function of depth can provide valuable information on the penetration process and, therefore, pore pressure. Alternatively, measuring penetration profile changes over time can also provide valuable information. Slower penetration may indicate a higher pressure in the formation and vice versa. You can choose similar approaches involving obtaining a penetration profile by other means (for example, based on resistivity) in combination with NMR-based rock property measurements to evaluate pore pressure. In any case, measurements of the depth of fluid penetration or, more precisely, changes in the depth of fluid penetration at depths in the well can be compared with changes in pore pressure in the surrounding geological formation.
На другом первоначальном этапе способа (фиг.5) выбирают (504) по меньшей мере один параметр ЯМР, чтобы изменения параметра ЯМР в диапазоне глубин можно было сопоставить с изменениями глубины проникновения флюида. Предпочтительно выбирать набор параметров ЯМР. Параметры ЯМР обычно включают в себя распределения Т2 по полю градиента, что позволяет различать наличие или количество природного пластового флюида и проникающий буровой флюид, например фильтрат бурового раствора. Таким образом, можно оценивать глубину проникновения на конкретной глубине.In another initial step of the method (FIG. 5), at least one NMR parameter is selected (504) so that changes in the NMR parameter in the depth range can be correlated with changes in the fluid penetration depth. It is preferable to select a set of NMR parameters. NMR parameters typically include T 2 distributions over the gradient field, which makes it possible to distinguish between the presence or amount of natural formation fluid and penetrating drilling fluid, such as mud filtrate. Thus, it is possible to evaluate the penetration depth at a specific depth.
Желательно, чтобы в диапазоне глубин в скважине глубина проникновения оставалась относительно постоянной. Соответственно, прогнозируемый или базовый профиль, полученный (505) для глубины проникновения пластового флюида на протяжении диапазона глубин в скважине представлен практически постоянной вертикальной линией, например линией 370 (фиг.3А). Однако следует заметить, что обычно можно наблюдать некоторые (но не внезапные) изменения глубины проникновения пластового флюида, обусловленные второстепенными эффектами, не связанными с избыточным или недостаточным давлением, например, увеличением глубины и восстановлением давления.Preferably, in the depth range in the well, the penetration depth remains relatively constant. Accordingly, the predicted or baseline profile obtained (505) for the penetration depth of the formation fluid over the depth range in the well is represented by a substantially constant vertical line, for example, line 370 (Fig. 3A). However, it should be noted that it is usually possible to observe some (but not sudden) changes in the depth of penetration of the formation fluid due to secondary effects not associated with excessive or insufficient pressure, for example, an increase in depth and restoration of pressure.
Обычно прогнозируемый или базовый профиль можно устанавливать на основании начальных измерений ЯМР вблизи или на поверхности с последующей экстраполяцией на диапазон глубин в скважине. Установив прогнозируемый или базовый профиль, начинают бурение (508) скважины. На последующем этапе (510) проводят измерения ЯМР на совокупности глубин или в диапазоне глубин непрерывно или периодически. Как отмечено выше, измерения ЯМР предпочтительно осуществлять с использованием инструмента градиентного типа, чтобы генерировать отклик ЯМР из околоскважинной области. В частности, отклик ЯМР поступает из околоскважинной области, охватывающей фронт проникновения и окружающее его пространство. Собрав достаточное количество значений параметра ЯМР и значений глубины проникновения, сравнивают значения параметра ЯМР, и, следовательно, глубины проникновения на разных глубинах в скважине. Эту информацию обычно представляют в каротажной диаграмме в виде радиального профиля по глубине. Значения непрерывно сравнивают (512) в процессе бурения, чтобы отслеживать резкие отклонения от базового профиля.Typically, a predicted or baseline profile can be established based on initial NMR measurements near or on the surface, followed by extrapolation to the depth range in the well. Having established the predicted or base profile, drilling (508) of the well begins. In a subsequent step (510), NMR measurements are taken at a plurality of depths or in a depth range continuously or periodically. As noted above, NMR measurements are preferably carried out using a gradient type instrument to generate an NMR response from the near-wellbore region. In particular, the NMR response comes from the near-wellbore region, covering the front of penetration and the space surrounding it. Having collected a sufficient number of values of the NMR parameter and the values of the depth of penetration, compare the values of the NMR parameter, and, therefore, the depth of penetration at different depths in the well. This information is usually presented in the log diagram as a radial profile in depth. Values are continuously compared (512) while drilling to track abrupt deviations from the base profile.
На этапе (514) выясняют, произошло ли значительное увеличение значений параметров ЯМР (или подходящего свойства) на текущей глубине в скважине по сравнению со значениями на предыдущих глубинах в скважине. Уменьшение значений, особенно внезапное уменьшение в общем случае свидетельствует о возможности наличия зоны избыточного давления. Таким образом, на следующем этапе способа дополнительно оценивают (516) или подтверждают возможность наличия зоны избыточного давления. Если дополнительная оценка подтверждает наличие избыточного давления, то операцию бурения можно остановить и/или можно отрегулировать (520) переменные бурения, согласно рассмотренному выше. Если же значительного увеличения или уменьшения значений не обнаружено, то операцию бурения продолжают как обычно и проводят дальнейшие дополнительные измерения ЯМР.At step (514), it is determined whether there has been a significant increase in the values of the NMR parameters (or a suitable property) at the current depth in the well compared with the values at previous depths in the well. A decrease in values, especially a sudden decrease in the general case, indicates the possibility of an overpressure zone. Thus, in the next step of the method, they additionally evaluate (516) or confirm the possibility of the presence of an overpressure zone. If an additional assessment confirms the presence of excess pressure, then the drilling operation can be stopped and / or the drilling variables can be adjusted (520), as described above. If a significant increase or decrease in the values is not detected, the drilling operation is continued as usual and further additional NMR measurements are carried out.
Если давление пластового флюида значительно превышает давление столба бурового раствора (избыточное давление), то пластовой флюид будет перетекать в столб бурового раствора. Это влияет на измерения ЯМР аналогично движению прибора или диффузии. В частности, можно обнаружить укороченные распределения Т2, а также изменение формы эха. Соответственно, в качестве подходящего параметра ЯМР выбирают распределения Т2 и формы эха. Что касается формы эха, то, согласно способу, эффект поперечного движения прибора будет весьма мал, поскольку прибор ЯМР КПБ симметричен, так что противоположные эффекты с двух сторон прибора в высокой степени компенсируют друг друга. Однако при перетекании флюида внутрь (поступлении пластового флюида в скважину) или наружу (быстром проникновении или потере циркуляции) такой компенсации не будет, поэтому влияние на форму эха является более ярко выраженным.If the pressure of the formation fluid is significantly higher than the pressure of the mud column (overpressure), then the formation fluid will flow into the mud column. This affects the NMR measurement similarly to the movement of the instrument or diffusion. In particular, shortened T 2 distributions as well as a change in the shape of the echo can be detected. Accordingly, T 2 distributions and echo forms are selected as a suitable NMR parameter. As for the shape of the echo, according to the method, the effect of the transverse movement of the device will be very small, since the NMR device of the CPB is symmetrical, so that the opposite effects on both sides of the device will highly compensate each other. However, when the fluid flows inward (formation fluid entering the well) or outward (rapid penetration or loss of circulation), such compensation will not be, therefore, the effect on the echo shape is more pronounced.
На каротажной диаграмме 350 на дорожке 6 отражен каротаж глубины проникновения (ГП) по глубине. Начиная примерно с 14000′, ГП резко возрастает, что свидетельствует о возможной зоне избыточного давления. Это условие отмечают сигналами оповещения 374 и 376 об избыточном давлении.In the
Другой способ обнаружения проникновения флюида в ствол скважины из пласта состоит в анализе состава бурового раствора или бурового флюида вблизи прибора. Поскольку пластовой флюид отличается свойствами ЯМР от бурового раствора, разбавление бурового раствора пластовым флюидом можно легко обнаружить известными методами. Кроме того, такие измерения можно производить очень близко к прибору ЯМР, что обеспечивает достаточно большое отношение сигнал-шум. Раннее обнаружение изменения свойств бурового раствора с использованием этих средств обеспечивает ценное раннее предупреждение возможного «сценария выброса», когда пластовые флюиды начинают поступать в ствол скважины. Способ сбора и использования этой информации представлен на блок-схеме 600 (фиг.6).Another way to detect fluid penetration into the wellbore from the formation is to analyze the composition of the drilling fluid or drilling fluid in the vicinity of the instrument. Since the formation fluid differs in NMR properties from the drilling fluid, dilution of the drilling fluid with the formation fluid can be easily detected by known methods. In addition, such measurements can be made very close to the NMR instrument, which provides a sufficiently large signal to noise ratio. Early detection of changes in drilling fluid properties using these tools provides valuable early warning of a possible “release scenario” when formation fluids begin to flow into the wellbore. A method for collecting and using this information is presented in flow chart 600 (FIG. 6).
На начальном этапе способа выбирают (602) (фиг.6) свойство среды бурения, в данном случае свойство бурового флюида, например состав бурового флюида. В одном варианте применения измерения ЯМР производят в отношении компонента пластового флюида, например, чтобы оценить степень проникновения бурового флюида и/или разбавления буровым флюидом. В другом варианте применения измерения ЯМР производят в отношении компонентов бурового флюида, например, чтобы оценить степень проникновения пластового флюида и/или разбавления пластовым флюидом. В большинстве применений исследованию подлежат участки пластового флюида и бурового флюида в околоскважинной области.At the initial stage of the method, select (602) (FIG. 6) the property of the drilling medium, in this case, the property of the drilling fluid, for example, the composition of the drilling fluid. In one application, NMR measurements are made with respect to the formation fluid component, for example, to assess the degree of penetration of the drilling fluid and / or dilution with the drilling fluid. In another application, NMR measurements are made with respect to the components of the drilling fluid, for example, to assess the degree of penetration of the formation fluid and / or dilution of the formation fluid. In most applications, the sections of reservoir fluid and drilling fluid in the near-wellbore region are subject to investigation.
Затем выбирают (604) подходящий параметр ЯМР, который можно сопоставить со свойством бурового флюида. Опять же, можно выбрать несколько параметров ЯМР, в том числе распределения Т2 и форму эха, которую можно рассматривать как одно из нескольких свойств получения Т2. Значения таких параметров ЯМР в диапазоне глубин или поведение или изменение их значений связаны с изменениями состава бурового флюида. На следующем этапе получают (606) прогнозируемый или базовый профиль свойства флюида. Считается, что прогнозируемый или базовый профиль образован «базовыми» или «нормальными» значениями параметра ЯМР. «Базовые» значения предпочтительно получать вблизи или на поверхности с последующей экстраполяцией на диапазон глубин. При поиске радиального профиля пластового/бурового флюида на переменной глубине «базовым или нормальным профилем» является тот, который относительно постоянен в данном диапазоне глубин.Then, a suitable NMR parameter is selected (604), which can be compared with the property of the drilling fluid. Again, you can select several NMR parameters, including the distribution of T 2 and the shape of the echo, which can be considered as one of several properties of obtaining T 2 . The values of such NMR parameters in the depth range or the behavior or change in their values are associated with changes in the composition of the drilling fluid. In the next step, a predicted or basic fluid property profile is obtained (606). It is believed that the predicted or basic profile is formed by "basic" or "normal" values of the NMR parameter. “Base” values are preferably obtained near or on the surface, followed by extrapolation to a depth range. When searching for a radial profile of a formation / drilling fluid at a variable depth, a “basic or normal profile” is one that is relatively constant in a given depth range.
По завершении вышеуказанных начальных этапов начинается бурение (608). Измерения (610) ЯМР проводят на совокупности глубин в скважине. Эти измерения ЯМР осуществляют в отношении околоскважинной области, где содержится буровой флюид, фильтрат бурового раствора или пластовой флюид. Целью измерения ЯМР является обеспечение мониторинга параметров ЯМР, присущих буровому флюиду (основному буровому флюиду, фильтрату бурового раствора или пластовому флюиду).Upon completion of the above initial stages, drilling begins (608). Measurements (610) of NMR are carried out at a set of depths in the well. These NMR measurements are performed on the near-wellbore region where the drilling fluid, drilling mud filtrate or formation fluid is contained. The purpose of NMR measurement is to monitor the NMR parameters inherent in the drilling fluid (main drilling fluid, drilling fluid filtrate or formation fluid).
При достаточном количестве измерений ЯМР фактические значения параметра ЯМР (и, следовательно, свойства бурового флюида) можно сравнивать с «нормальными» или «базовыми» значениями (612). Этот этап можно рассматривать как эквивалент сравнения фактического профиля параметра ЯМР или свойства бурового флюида с прогнозируемым или базовым профилем, которое описано выше.With a sufficient number of NMR measurements, the actual values of the NMR parameter (and therefore the properties of the drilling fluid) can be compared with “normal” or “basic” values (612). This stage can be considered as the equivalent of comparing the actual profile of the NMR parameter or the properties of the drilling fluid with the predicted or base profile described above.
Следующий этап 614 способа состоит в сравнении фактических и нормальных значений. Выясняют, имеет ли место резкое отклонение фактических значений от нормальных значений. Если это действительно так, то констатируют (618) возможность избыточного давления. Если никаких резких отклонений не наблюдается, то операцию бурения можно остановить и/или регулировать (620) переменные бурения. При надлежащей регулировке операция бурения и мониторинг порового давления продолжаются.The
Claims (22)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US30895702P | 2002-12-03 | 2002-12-03 | |
| US10/308,957 | 2002-12-03 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003135131A RU2003135131A (en) | 2005-05-10 |
| RU2329379C2 true RU2329379C2 (en) | 2008-07-20 |
Family
ID=30443931
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003135131/03A RU2329379C2 (en) | 2002-12-03 | 2003-12-02 | Method and device for acquisition of information concerning properties of geologic bed around well bore with use of nmr measurements |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN1307435C (en) |
| CA (1) | CA2450598C (en) |
| MX (1) | MXPA03010645A (en) |
| NO (1) | NO332870B1 (en) |
| RU (1) | RU2329379C2 (en) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101581222B (en) * | 2009-02-10 | 2012-11-21 | 重庆奥能瑞科石油技术有限责任公司 | Petroleum drilling fluid nuclear magnetic resonance while-drilling analytic |
| BRPI1008805B1 (en) * | 2009-03-02 | 2021-03-23 | Statoil Petroleum As | METHOD FOR DETERMINING A PHYSICAL-CHEMICAL PROPERTY OF A DRILLING FLUID, PROCESS TO CONTROL THE PHYSICAL-CHEMICAL PROPERTIES OF A DRILLING FLUID, DRILLING AND DRILLING FLUID PROPERTIES, OUT OF THE DRILLING. |
| CN101793147B (en) * | 2010-03-24 | 2012-10-10 | 苏州纽迈电子科技有限公司 | Online nuclear magnetic resonance type analysis and detection device of oil content of drilling fluid |
| CN102297828B (en) * | 2010-06-25 | 2013-07-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | Reservoir pore structure classification method based on nuclear magnetic three-component percentage |
| CN102042011B (en) * | 2010-10-13 | 2014-10-01 | 中国石油化工集团公司 | Method for constructing pseudo nuclear magnetic T2 spectrum by using conventional logging data |
| GB2560840B (en) * | 2016-03-04 | 2021-10-13 | Halliburton Energy Services Inc | Multiple depth of investigation nuclear magnetic resonance logging for determining the porosity and pore type of subterranean formations |
| CN108519624A (en) | 2018-03-08 | 2018-09-11 | 中国石油大学(北京) | Underground 3-D scanning NMR imaging instrument device radio-frequency antenna method of reseptance and device |
| CN108956417B (en) * | 2018-06-09 | 2019-09-24 | 中国石油大学(华东) | Analyze the Isotopes magnetism method of the invalid water absorption of blowhole |
| CN117871582A (en) * | 2024-03-12 | 2024-04-12 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | Self-drilling nuclear magnetic resonance and side pressure soil body in-situ testing device and method |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6069477A (en) * | 1997-09-05 | 2000-05-30 | Western Atlas International, Inc. | Method for improving the accuracy of NMR relaxation distribution analysis with two echo trains |
| US6072314A (en) * | 1997-09-16 | 2000-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | NMR interpretation technique using error minimization with variable T2 cutoff |
| US6326784B1 (en) * | 1998-11-05 | 2001-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear magnetic resonance logging with azimuthal resolution using gradient coils |
| EG22421A (en) * | 1998-10-02 | 2003-01-29 | Shell Int Research | Nmr logging assembly |
| US6297632B1 (en) * | 1999-07-19 | 2001-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Detecting tool motion effects on spin echoes obtained with nuclear magnetic resonance measurements |
-
2003
- 2003-11-21 MX MXPA03010645 patent/MXPA03010645A/en active IP Right Grant
- 2003-11-24 CA CA2450598A patent/CA2450598C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-12-02 NO NO20035360A patent/NO332870B1/en not_active IP Right Cessation
- 2003-12-02 RU RU2003135131/03A patent/RU2329379C2/en not_active IP Right Cessation
- 2003-12-03 CN CNB200310120742XA patent/CN1307435C/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1307435C (en) | 2007-03-28 |
| RU2003135131A (en) | 2005-05-10 |
| NO20035360D0 (en) | 2003-12-02 |
| NO20035360L (en) | 2004-06-14 |
| CA2450598C (en) | 2013-01-08 |
| NO332870B1 (en) | 2013-01-28 |
| CN1510435A (en) | 2004-07-07 |
| CA2450598A1 (en) | 2004-06-03 |
| MXPA03010645A (en) | 2004-06-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6808028B2 (en) | Method and apparatus utilizing NMR measurements to gather information on a property of the earth formation surrounding a wellbore | |
| EP2710412B1 (en) | Nmr tracking of injected fluids | |
| US7888933B2 (en) | Method for estimating formation hydrocarbon saturation using nuclear magnetic resonance measurements | |
| US6518758B1 (en) | Methods and apparatus for measuring flow velocity in a wellbore using NMR and applications using same | |
| EP1625422B1 (en) | Formation-based interpretation of nmr data for carbonate reservoirs | |
| US20130057277A1 (en) | Method for Determining Rock Formation Fluid Interaction Properties Using Nuclear Magnetic Resonance Well Logging Measurements | |
| US8653815B2 (en) | Method for determining formation particle size distribution using well logging measurements | |
| US6933719B2 (en) | Fluid flow properties from acoustically stimulated NMR | |
| CA2558891A1 (en) | Rock properties prediction, categorization, and recognition from nmr echo-trains using linear and nonlinear regression | |
| US11835675B2 (en) | Determination of geologic permeability correlative with magnetic permeability measured in-situ | |
| US20100088033A1 (en) | Data acquisition and processing for invasion profile and gas zone analysis with nmr dual or multiple interecho spacing time logs | |
| EP0908722B1 (en) | Evaluating a geological formation | |
| EP3408497B1 (en) | Non-linear acoustic formation evaluation | |
| US9823205B2 (en) | Methods and systems for determining surface relaxivity of a medium using nuclear magnetic resonance | |
| US20140132259A1 (en) | Nmr method to determine grain size distribution in mixed saturation | |
| RU2329379C2 (en) | Method and device for acquisition of information concerning properties of geologic bed around well bore with use of nmr measurements | |
| WO2012144976A1 (en) | Relaxivity-insensitive measurement of formation permeability | |
| US7999542B2 (en) | Method for determining formation parameter | |
| US11550076B2 (en) | Adaptive real-time nuclear magnetic resonance logging for subsurface operations | |
| Al-Zaabi et al. | SPE-193187-MS | |
| AU2004258093B2 (en) | Fluid flow properties from acoustically stimulated NMR |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171203 |