Системы и способы для сжатия данных скважины

Системы и способы для сжатия данных скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ПЕРЕКРЕСТНЫЕ ССЫЛКИ НА СВЯЗАННЫЕ ОПИСАНИЯ

Настоящее описание является частичным продолжением совместно рассматриваемого патентного описания США № 10/434923, зарегистрированного 9 мая 2003, которое, в свою очередь, является частичным продолжением патентного описания США № 6832515, зарегистрированного 9 сентября 2002, раскрытие которых полностью включено здесь ссылкой.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение в основном относится к области каротажа скважин. Более конкретно, изобретение относится к способу сжатия данных посредством скважинного инструмента, расположенного в буровой скважине, пронизывающей подземный пласт.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

За последние несколько десятилетий были разработаны высокоусовершенствованные методы для определения и добычи углеводородов, что обычно относится к нефти и газу, из подземных формаций. Указанные методы облегчают открытие, оценку и производство углеводородов из подземных формаций.

Когда есть уверенность, что открыта подземная формация, содержащая промышленное количество углеводородов, ствол скважины обычно бурят от земной поверхности к желательной подземной формации, и на пласте проводятся исследования для определения того, насколько реально данная формация произведет углеводороды промышленной ценности. Обычно, исследования, выполняемые на подземных пластах, включают в себя опрос пронизанных формаций для определения того, действительно ли в них присутствуют углеводороды, и для оценивания количества углеводородов промышленной ценности. Упомянутые предварительные исследования проводятся с использованием измерительных инструментов испытания пластов, часто называемых опробователями пластов. Опробователи пластов обычно погружаются в буровую скважину посредством талевого каната, системы труб или бурильной колонны и т.п., или они могут использоваться для определения различных характеристик пласта, помогающих определять качество, количество и условия углеводородов и других флюидов, расположенных в них. Другие опробователи пластов могут составлять часть бурового инструмента, такого как бурильная колонна, для измерения параметров пластов в течение процесса бурения.

Опробователи пластов обычно содержат удлиненный инструмент, адаптированный для того, чтобы погружаться в ствол скважины, располагаться на некоторой глубине в стволе скважины, смежно с подземным пластом, для которого требуется определить данные. После того, как инструменты расположены в скважине, они помещаются в канал для движения флюидов в пласте, чтобы собирать данные из пласта. Обычно, чтобы установить такой канал для движения флюидов в пласте, в ствол скважины плотно вставляется зонд, патрубок или другой прибор.

Опробователи пластов обычно используются для измерения параметров нисходящей скважины, таких как давление буровой скважины, пластовое давление, подвижность флюидов в пласте и другие. Также они могут быть использованы для сбора образцов из пласта так, чтобы можно было определить типы флюидов, содержащихся в пласте, и другие свойства флюидов. Свойства пластов, определенные во время исследования пластов, являются важными факторами для определения промышленной ценности скважины и способа, которым углеводороды можно извлечь из скважины. Более того, свойства пласта, определенные измерениями во время бурения (MWD), могут иметь высокую значимость в управлении дальнейшими операциями бурения.

Принцип действия опробователей пластов можно легко понять со ссылкой на конструкцию известного опробователя пластов, спускаемого на кабеле, показанного на фиг 1А и 1B. Как показано на фиг.1А, опробователь пластов 100, спускаемый на кабеле, погружается из нефтяной вышки 2 в необсаженную буровую скважину 3, заполненную флюидом 4, обычно упоминаемым в промышленности как "буровой раствор". Буровая скважина покрыта глинистой коркой 4, осажденной на стенку скважину во время операций бурения. Буровая скважина пронизывает пласт 5.

Принцип действия известного модульного опробователя пластов, спускаемого на кабеле, имеющего множественные взаимосвязанные модули, описан более подробно в патентах США № 4860581 и 4936139, опубликованных Zimmerman и соавт. Фиг.2 показывает графическое представление трассы давления во времени, измеренной опробователем пластов во время известной операции опробования пластов приборами на кабеле, используемой для определения параметров, таких как давление пласта.

Как показано на фиг.1А и 1B, в известной операции опробования пластов приборами на кабеле опробователь 100 пластов погружается в буровую скважину посредством талевого каната 6. После погружения опробователя 100 пластов в буровую скважину в требуемое положение давление в напорном трубопроводе 119 в опробователе пластов может быть приравнено к гидростатическому давлению флюида в буровой скважине посредством открывания уравнительного клапана (не показан). Датчик давления или манометр 120 используется для измерения гидростатического давления флюида в буровой скважине. Измеренное давление в этой точке графически показано вдоль линии 103 на фиг.2. Затем опробователь 100 пластов может быть “посажен” на место посредством анкерного крепления опробователя с помощью гидравлических поршней, располагая зонд 112 напротив боковой стенки буровой скважины, чтобы установить канал для движения флюидов с пластом, и закрывая уравнительный клапан, чтобы изолировать внутреннюю часть инструмента от скважинного флюида. Точка, в которой создается уплотнение между зондом и пластом, и устанавливается канал для движения флюидов в пласте, названная точкой "посадки инструмента", графически изображена номером позиции 105 на фиг.2. Затем флюид из пласта 5 втягивается в опробователь 100 пластов, путем отведения назад поршня 118 в камере 114 предварительных испытаний, для создания перепада давления в напорном трубопроводе 119 ниже пластового давления. Этот цикл объемного расширения, называемый циклом "снижения давления", графически иллюстрируется вдоль линии 107 на фиг.2.

Когда поршень перестает отходить назад (показано в точке 111 на фиг.2), флюид из пласта продолжает поступать в зонд, до тех пор, пока давление в напорном трубопроводе 119 не станет таким, как давление в пласте 5, при условии достаточного времени, что показано номером позиции 115 на фиг.2. Указанный цикл, называемый как цикл "нарастания", показан вдоль линии 113 на фиг.2. Как иллюстрируется на фиг.2, окончательное давление нарастания в точке 115, обычно называемое давлением "вскрытой поверхности в песчаном пласте", как обычно полагают, имеет хорошее приближение к давлению пласта.

Форма кривой соответствующих данных, генерируемых посредством трассы давления, может быть использована для определения различных характеристик пласта. Например, значения давления, измеренные во время снижения (107 на фиг.2) и нарастания (113 на фиг.2), могут быть использованы для определения подвижности флюидов пласта, то есть отношение проникновения в породу к вязкости пластового флюида. Когда зонд опробователя пластов (112 фиг.1B) отсоединяется от стенки буровой скважины, давление в напорном трубопроводе 119 быстро повышается, по мере того, как давление в напорном трубопроводе выравнивается с давлением буровой скважины, показано линией 117 на фиг.2. После завершения цикла измерения опробователь 100 пластов может быть отсоединен и повторно позиционирован на другой глубине, и цикл опробования пластов повторяется, как требуется.

Во время такого типа операции опробования пластов для перемещаемого на кабеле инструмента, данные давления, собранные в нисходящей скважине, обычно передаются на поверхность посредством электроники через систему беспроводной связи. Оператор, находящийся на поверхности, обычно отслеживает давление в напорном трубопроводе 119 на пульте управления, а система каротажа с инструментом, спускаемым на кабеле, записывает данные давления в реальном масштабе времени. Данные, записанные во время циклов исследования снижения и нарастания, могут анализироваться либо в компьютере на месте скважины в реальном масштабе времени, либо позже в центре обработки данных, для определения ключевых параметров пластов, таких как давление пластового флюида, давление перевеса бурового раствора, то есть разность между давлением буровой скважины и пластовым давлением флюида, и подвижность флюидов пласта.

Опробователи пластов, спускаемые на кабеле, обеспечивают возможность связи с высокой скоростью передачи данных для отслеживания в реальном масштабе времени и для управления испытанием и инструментом с использованием кабельной телеметрии. Этот тип системы связи позволяет промысловым инженерам оценивать качество измерений во время испытания, когда они происходят, и при необходимости, принимать незамедлительные действия для прерывания процедуры испытания и/или настраивать параметры предварительных испытаний перед попыткой другого измерения. Например, наблюдая данные, когда они собираются во время снижения давления предварительных испытаний, инженер может иметь опцию изменять начальные параметры предварительных испытаний, такие как скорость снижения давления и объем снижения давления, чтобы лучше согласовывать их с характеристиками пластов перед попыткой другого испытания. Примеры опробователей пластов, спускаемых на кабеле, и/или способов испытания пластов описаны, например, в патенте США № 3934468, выданный Brieger; 4860581 и 4936139, выданные Zimmerman и соавт.; и 5969241, выданный Auzerais. Эти патенты переданы правопреемникам настоящего изобретения.

Для выполнения специализированных операций испытания пластов или для предварительных испытаний были разработаны различные методы. Например, оба патента США 5095745 и 5233866, выданные DesBrandes, описывают способ определения параметров пластов посредством анализа точки, в которой давление отклоняется от линейного снижения давления. Другие примеры таких методов обеспечены в патентных описаниях №№ US 6932167, US 7011155, US 2004/0231842 и US 2005/0039527.

Несмотря на достижения, реализованные в способах проведения предварительных испытаний, остается необходимость устранять задержки и ошибки в процессе предварительного испытания, и улучшать точность параметров, полученных из таких испытаний. Поскольку операции опробования пластов используются во всех операциях бурения, длительность испытания или отсутствие связи с инструментами в реальном масштабе времени являются главными ограничениями, которые должны рассматриваться. Проблемы, ассоциированные со связью в реальном масштабе времени для указанных операций, во многом обусловлены текущими ограничениями телеметрии, обычно используемой во время операций бурения, таких как телеметрия по гидроимпульсному каналу связи. Ограничения, такие как скорости передачи данных телеметрии по восходящей линии связи и по нисходящей линии связи для большинства инструментов каротажа во время бурения (LWD) или измерения во время бурения (MWD), приводят к медленному обмену информацией между скважинными инструментами скважины и поверхностью. Например, простой процесс отправления трассы давления на поверхность, после чего следует отправление инженером команды в нисходящую скважину об отведении назад зонда, основываясь на передаваемых данных, может привести к существенным задержкам, которые имеют тенденцию вредно влиять на операции бурения.

Задержки также увеличивают вероятность застревания инструментов в буровой скважине. Чтобы снизить вероятность застревания, часто устанавливаются технические условия операций бурения, основанные на принятых условиях пласта и бурения, чтобы определить, как долго бурильная колонна может быть зафиксированной в данном стволе скважины. При упомянутых технических условиях бурильная колонна может обладать возможностью быть зафиксированной в течение ограниченного периода времени, чтобы развернуть зонд и выполнить измерение давления. Соответственно может оказаться нереальным передавать все данные, собранные во время испытания в реальном масштабе времени благодаря ограничениям, связанным с шириной полосы телеметрии, и таким образом, соответствующий анализ данных и/или управление могут оказаться невозможными.

Измерения пластового давления во время бурения (FPWD), в котором выполняется протокол двухфазного испытания, иллюстрирует необходимость передачи данных опробования пластов в реальном масштабе времени. Например, FPWD предварительное испытание может содержать первую фазу, возможно включающую в себя циклы снижения и нарастания давления, проводимую как фазу исследования, и вторую фазу, возможно снова включающую в себя циклы снижения и нарастания давления, проводимую как фазу измерения. Данные с фазы исследования могут быть использованы для конфигурирования/выполнения фазы измерения. Если данные с фазы исследования не передаются вверх по стволу скважины, то может оказаться невозможным соответствующий анализ и/или управление в отношении конфигурирования фазы измерения. Подобным образом, если данные с фазы исследования не передаются вверх по стволу скважины, то может оказаться невозможным соответствующий анализ и/или управление в отношении непрерывных операций бурения, дополнительного испытания и т.п. Ограниченное по времени 5 минутами предварительное испытание, имеющее, например, частоту дискретизации 15 Гц с 16 бит/выборку, производит 72000 битов на один канал данных. Однако, там где выполняется телеметрия по гидроимпульсному каналу связи, пропускная способность канала связи обычно ограничивается между 0,5 и 12 битов/сек. Такой канал связи обычно является недостаточным для проведения вышеупомянутых данных FPWD предварительных испытаний в реальном масштабе времени.

Следовательно, желательны системы и способы, которые обеспечивают возможность передачи устойчивых к ошибкам данных в реальном масштабе времени или почти в реальном масштабе времени, с использованием каналов связи низкой ширины полосы.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение направлено на системы и способы, в которых методы сжатия данных используются для заполнения предопределенной пропускной способности канала связи, такой как доступная полоса пропускания в канале передачи данных, для передачи данных.

Согласно одному аспекту изобретения обеспечивается способ генерации каротажной диаграммы скважины из скважинного инструмента, расположенного в буровой скважине. Способ включает в себя: определение полосы пропускания передачи данных, ассоциированной с буровой скважиной, доступной для скважинного инструмента; идентификацию множества событий в потоке данных скважинного инструмента; определение значений, связанных со множеством событий; и определение участка полосы пропускания передачи данных, доступного для передачи данных после того, как из упомянутой полосы пропускания передачи данных выводится полоса пропускания передачи значений, связанных с множеством событий. Способ дополнительно включает в себя: выбор точек данных из потока данных, которые выбираются как функция участка полосы пропускания передачи данных, доступного для передачи данных; определение значений, связанных с выбранными точками данных; передачу в наземную систему значений, связанных с множеством событий и с выбранными точками данных; и встраивание переданных значений в каротажную диаграмму скважины.

Согласно другому аспекту изобретения обеспечивается способ для генерации каротажной диаграммы скважины из скважинного инструмента, расположенного в буровой скважине. Способ включает в себя: сбор данных, связанных с функционированием скважинного инструмента; идентификацию множества событий, связанных с функционированием скважинного инструмента; и выбор точек данных, которые выбираются как функция множества событий и функция роста для передачи посредством скважинного инструмента. Способ дополнительно включает в себя: определение значений, связанных с множеством событий и точек данных, для передачи посредством скважинного инструмента; передачу в наземную систему определенных значений; и встраивание переданных значений в каротажную диаграмму скважины.

Особенности и технические преимущества настоящего изобретения изложены выше более широко, для того, чтобы лучше понять последующее подробное описание. Далее здесь будут описаны дополнительные особенности и преимущества, которые составляют предмет изобретения. Специалистам должно быть понятно, что раскрытые принципы и специфический вариант осуществления могут быть использованы как основа для модификации или расчета других структур для выполнения тех же целей. Также специалистам должно быть понятно, что подобные эквивалентные конструкции не отклоняются от сущности и не выходят за рамки изобретения, установленные в приложенной формуле изобретения. Сущность будет лучше понята из последующего описания при рассмотрении в связи с сопровождающими чертежами. Однако следует ясно понимать, что каждая из фигур обеспечивается только в целях иллюстрации и не предназначена для задания пределов сущности настоящего изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

В дальнейшем изобретение поясняется описанием конкретных вариантов его осуществления со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых:

фиг.1А изображает известный опробователь пластов, спускаемый на кабеле, размещенный в буровой скважине,

фиг.1B изображает поперечное сечение известного модульного опробователя пластов, спускаемого на кабеле, фиг.1А,

фиг.2 изображает графическое представление графика измерений давления от времени для типичной последовательности предварительных испытаний уровня техники с использованием известного опробователя пластов,

фиг.3 изображает процедурную блок-схему этапов, имеющихся в предварительном испытании согласно варианту осуществления настоящего изобретения,

фиг.4 показывает схематическое изображение компонентов модуля опробователя пластов, подходящего для практической реализации вариантов осуществления настоящего изобретения,

фиг.5 изображает графическое представление графика измерений давления от времени для выполнения предварительных испытаний фиг.3,

фиг.6 изображает процедурную блок-схему, детализирующую этапы выполнения фазы исследования процедурной блок-схемы с фиг.3,

фиг.7 изображает детальный вид участка фазы исследования на графике фиг.5, показывающего завершение снижения давления,

фиг.8 изображает детальный вид участка фазы исследования на графике фиг.5, показывающего определение завершения нарастания давления,

фиг.9 изображает процедурную блок-схему, детализирующую этапы выполнения фазы исследования процедурной блок-схемы с фиг.3,

фиг.10 изображает процедурную блок-схему этапов, имеющихся в предварительном испытании согласно варианту осуществления настоящего изобретения, включающему фазу сжимаемости бурового раствора,

фиг.11А изображает графическое представление графика измерений давления от времени для выполнения предварительных испытаний фиг.10,

фиг.11B изображает скорость изменения объема, соответствующего графическому представлению фиг.11А,

фиг.12 изображает процедурную блок-схему, детализирующую этапы выполнения фазы сжимаемости бурового раствора из процедурной блок-схемы с фиг.10,

фиг.13 изображает процедурную блок-схему этапов, имеющихся в предварительном испытании согласно варианту осуществления настоящего изобретения, включающему фазу фильтрации бурового раствора,

фиг.14А изображает графическое представление графика измерений давления от времени для выполнения предварительного испытания фиг.13,

фиг.14B изображает скорость изменения объема, соответствующего графическому представлению фиг.14А,

фиг.15 изображает модифицированную фазу сжимаемости бурового раствора фиг.12, модифицированную для использования фазы фильтрации бурового раствора,

фиг.16А-C изображает процедурную блок-схему, детализирующую этапы выполнения фазы фильтрации бурового раствора процедурной блок-схемы с фиг.13, причем фиг.16А показывает фазу фильтрации бурового раствора, фиг.16B показывает модифицированную фазу фильтрации бурового раствора с повторяющимся циклом сжатия, и фиг.16C показывает модифицированную фазу фильтрации бурового раствора с циклом постепенного снижения давления.

фиг.17А изображает графическое представление измерений давления от времени для выполнения предварительного испытания, включающего в себя фазу модифицированного исследования согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения,

фиг.17B изображает скорость изменения объема, соответствующего графическому представлению фиг.17А,

фиг.18 изображает процедурную блок-схему, детализирующую этапы выполнения фазы модифицированного исследования с фиг.17А,

фиг.19А изображает графическое представление графика измерений давления от времени для выполнения предварительного испытания, включающего в себя фазу модифицированного исследования согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения,

фиг.19B изображает скорость изменения объема, соответствующего графическому представлению фиг.19А,

фиг.20 изображает процедурную блок-схему, детализирующую этапы выполнения фазы модифицированного исследования с фиг.19А,

фиг.21 изображает диаграмму сжимаемости флюида, которая может быть использована для обеспечения скорректированной сжимаемости бурового раствора, когда исходная сжимаемость бурового раствора выполняется при различных температуре и/или давлении,

фиг.22 изображает графическое представление графика измерений давления от времени, генерированного опробователем пластов,

фиг.23 изображает высокоуровневую процедурную блок-схему операции обеспечения сжатия и передачи данных согласно концепциям настоящего изобретения,

фиг.24 обеспечивает детали в отношении конфигурации этапа прореживания/сжатия данных с фиг.23,

фиг.25 изображает процедурную блок-схему операции обеспечения прореживания данных для сжатия данных, которые должны передаваться согласно одной конфигурации концепций использования способа настоящего изобретения,

фиг.26 изображает процедурную блок-схему операции обеспечения прореживания данных для сжатия данных, которые должны передаваться согласно другой конфигурации концепций использования способа настоящего изобретения,

фиг.27 изображает кривую, связанную с набором данных для передачи согласно настоящему изобретению, по существу соответствующую предварительному испытанию с фиг.22,

фиг.28 изображает кривую, связанную с набором данных для передачи согласно настоящему изобретению, по существу соответствующую фазе измерения предварительных испытаний с фиг.22,

фиг.29 изображает процедурную блок-схему, обеспечивающую детали в отношении методов квантования, которые могут быть выполнены согласно концепциям настоящего изобретения,

фиг.30 изображает графическое представление функционирования компандера данных, обеспечивающего неравномерное квантование,

фиг.31 изображает графическое представление графика измерений давления от времени, генерированного опробователем пластов, показывающего точки данных вдоль участка нарастания давления,

фиг.32 изображает графическое представление графика измерений давления от времени, генерированного опробователем пластов, показывающего интервал давления нарастания давления,

фиг.33А изображает график, иллюстрирующий пример фильтра для определения сглаженного значения кривой в выбранной точке, и

фиг.33B изображает график, иллюстрирующий пример фильтра для определения сглаженного значения наклона кривой в выбранной точке.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

В процедурной блок-схеме фиг.3 показан вариант осуществления для оценивания свойств пластов (например, значений пластового давления и подвижности флюидов). Как показано на фиг.3, способ включает в себя фазу 13 исследования и фазу 14 измерения.

Способ может быть реализован на практике с помощью любого опробователя пластов, известного в уровне технике, такого как опробователь, описанный в отношении фиг.1А и 1B. Для вариантов осуществления настоящего изобретения также могут использоваться и/или адаптироваться другие опробователи пластов, такие как опробователи пластов, спускаемые на кабеле, патентов США № 4860581 и 4936139, выданных Zimmerman и соавт.; скважинный буровой инструмент патента США № 6230557 B1, выданного Ciglenec и соавт., и/или патента США № 2005/0109538, содержание которого полностью включено здесь ссылкой.

Версия модульного зонда, применимого с такими опробователями пластов, показана на фиг.4. Модуль 101 включает в себя зонд 112a, пакер 110a, окружающий зонд, и напорный трубопровод 119a, протягивающийся из зонда в модуль. Напорный трубопровод 119a протягивается из зонда 112a в изолирующий клапан 121a зонда и имеет манометр 123a. Второй напорный трубопровод 103a протягивается из изолирующего клапана 121a зонда в изолирующий клапан 124a линии отбора образцов и уравнительный клапан 128a, и имеет манометр 120a. Двухсторонний поршень 118a предварительных испытаний в камере 114a предварительных испытаний также протягивается из напорного трубопровода 103a. Линия 126a выхода протягивается из уравнительного клапана 128a и из буровой скважины и имеет манометр 130a. Напорный трубопровод 125a протягивается из изолирующего клапана 124a линии отбора образцов и через инструмент. Флюид, отобранный в напорном трубопроводе 125a, может быть захвачен, промыт и использован для других целей.

Изолирующий клапан 121a зонда изолирует флюид в напорном трубопроводе 119a от флюида в напорном трубопроводе 103a. Изолирующий клапан 124a линии отбора образцов изолирует флюид в напорном трубопроводе 103a от флюида в линии 125a отбора образцов. Уравнительный клапан 128a изолирует флюид в буровой скважине от флюида в инструменте. Манипулируя клапанами, чтобы селективно изолировать флюид в напорных трубопроводах, манометры могут быть использованы для определения различных значений давления. Например, закрывая клапан 121a, можно считывать пластовое давление манометром 123a, когда зонд находится в канале для движения флюидов с пластом, при этом минимизируя объем инструмента, соединенный с пластом.

В другом примере, с открытым уравнительным клапаном 128a, буровой раствор может отбираться из буровой скважины в инструмент посредством поршня 118a предварительных испытаний. При закрывании уравнительного клапана 128a, изолирующего клапана 121a зонда и изолирующего клапана 124a линии отбора образцов, флюид может захватываться внутри инструмента между этими клапанами и поршнем 118a предварительных испытаний. Манометр 130a может использоваться для отслеживания давления флюида буровой скважины непрерывно на всем протяжении функционирования инструмента, и вместе с манометрами 120a и/или 123a может быть использован для измерения непосредственно падения давления на глинистой корке, и для отслеживания передачи возмущений буровой скважины на глинистой корке для более позднего использования в коррекции измеренного давления вскрытой поверхности в песчаном пласте для этих возмущений.

Среди функций поршня 118a предварительных испытаний есть функция отбирать флюид из пласта или вводить флюид в пласт, или сжимать и расширять флюид, захваченный между изолирующим клапаном 121a зонда и изолирующим клапаном 124a линии отбора образцов и уравнительным клапаном 128a. Поршень 118a предварительных испытаний имеет способность действовать при низких скоростях, например 0,01 см³/сек, и высоких скоростях, например 10 см³/сек, и имеет способность отбирать большие объемы в одной длине хода поршня, например 100 см³. Кроме того, если необходимо извлечь более 100³ см из пласта, не отводя назад зонд, поршень 118a предварительных испытаний может рециркулировать. Положение поршня 118a предварительных испытаний предпочтительно может непрерывно отслеживаться и непосредственно управляться, и его положение может быть "заблокировано", когда он находится в покое. В некоторых вариантах осуществления зонд 112a может дополнительно включать в себя клапан фильтра (не показан) и поршень фильтра (не показан).

Различные манипуляции клапанов, поршня предварительных испытаний и зонда обеспечивают возможность функционирования инструмента согласно описанным способам. Специалистам должно быть понятно, что хотя эти технические условия задают предпочтительный модульный зонд, могут использоваться другие технические условия, не выходя за рамки изобретения. Хотя фиг.4 изображает модуль типа зонда, должно быть понятно, что может быть использован либо инструмент зонда, либо инструмент пакера, возможно, с некоторыми модификациями. Следующее описание предполагает, что используется инструмент зонда. Однако специалисту должно быть понятно, что подобные процедуры могут быть использованы с инструментами пакера.

Раскрытые здесь методы также применимы с другими приборами, включающими в себя напорный трубопровод. Используемый здесь термин "напорный трубопровод" может относиться к трубопроводу, к полости или к другому проходу для установления канала для движения флюидов между пластом и поршнем предварительных испытаний, и/или допустить, чтобы флюид тек между ними. Другие такие приборы могут включать в себя, например, прибор, в котором зонд и поршень предварительных испытаний составляют одно целое. Пример такого прибора раскрыт в патенте США № 6230557 B1 и в патентном описании США № 10/248782, присвоенных патентовладельцу настоящего изобретения.

Как показано на фиг.5, фаза 13 исследования относится к получению начальных оценок параметров пласта, таких как пластовое давление и подвижность флюидов пласта. Затем эти начальные оценки могут быть использованы для проектирования фазы 14 измерения. Затем при желании и возможности, фаза измерения выполняется согласно этим параметрам, чтобы генерировать уточненную оценку параметров пласта. Фиг.5 изображает соответствующую трассу давления, иллюстрирующую изменения давления во времени, когда выполняется способ по фиг.3. Должно быть понятно, что хотя трасса давления фиг.5 может выполняться посредством устройства фиг.4, она также должна выполняться другими скважинными инструментами, такими как опробователь по фиг.1А и 1B.

Фаза 13 исследования показана более подробно на фиг.6. Фаза исследования содержит начало снижения давления 310 после того, как инструмент установлен на длительность T _i во время t ₃ выполнения снижения давления 330, выполнения нарастания давления 340 и завершения нарастания давления 350. Чтобы начать фазу исследования согласно этапу 310, зонд 112a помещают в канал для движения флюидов в пласте с пластом и закрепляют на месте, и внутреннюю часть инструмента изолируют от буровой скважины. Снижение давления 320 выполняется посредством движения вперед поршня 118a камеры 114a предварительных испытаний. Для завершения снижения давления 330 останавливается поршень 118a. Давление начнет нарастать в напорном трубопроводе 119a до тех пор, пока нарастание 340 не завершится на этапе 350. Фаза исследования длится на протяжении времени T _IP. Фаза исследования также может выполняться, как описано ранее со ссылкой на фиг.1В и 2, причем расход снижения давления и точка завершения снижения давления задаются предварительно перед запуском фазы исследования.

Трасса давления фазы 13 исследования подробно показана на фиг.7. Параметры, такие как пластовое давление и подвижность пласта, могут быть определены из анализа данных, выведенных из трассы давления фазы исследования. Например, точка 350 завершения представляет предварительную оценку пластового давления. Альтернативно, значения пластового давления могут быть оценены более точно посредством экстраполяции направления давления, полученного во время нарастания давления 340 с использованием методов, известных специалистам, причем экстраполированное давление соответствует давлению, которое могло бы быть получено, если бы нарастание могло продолжаться неограниченно. Такие процедуры могут потребовать дополнительной обработки для достижения пластового давления.

Подвижность флюидов пласта (K/µ) ₁ также может быть определена из фазы нарастания давления, представленной линией 340. Для оценки подвижности флюидов пласта из скорости изменения давления во времени в течение фазы 340 нарастания давления могут быть использованы методы, известные специалистам. Такие процедуры могут требовать дополнительной обработки для достижения оценок подвижности флюидов пласта.

Альтернативно, работа, представленная в публикации: Goode at al entitled "Multiple Probe Formation Testing and Vertical Reservoir Continuity", SPE 22738, prepared for presentation at the 1991 Society of Petroleum Engineers Annual Technical Conference and Exhibition, held at Dallas, Texas on October 6 through 9, 1991, предполагает, что площадь графика, показанная заштрихованной областью, и идентифицированная номером позиции 325, обозначенная здесь A, может быть использована для прогнозирования подвижности флюидов пласта. Указанная площадь, ограниченная линией 321, протягивающейся горизонтально из точки завершения 350 (представляющей оценочное пластовое давление P ₃₅₀ при завершении), линией снижения давления 320 и линией нарастания давления 340. Эта площадь может быть определена и отнесена к оценке подвижности флюидов пласта путем использования следующего уравнения:

где (K/µ) ₁ представляет собой первую оценку подвижности флюидов пласта (D/cP)(дарси/сантипуаз), где K - проницаемость пласта (дарси, обозначенная D) и µ - вязкость пластового флюида (cP) (поскольку величина, определенная опробователями пластов, представляет собой отношение проницаемости пласта к вязкости пластового флюида, то есть подвижность, точное значение вязкости не требуется); V ₁ (см³) - объем, извлекаемый из пласта, во время предварительных испытаний исследования,

,

где V - объем камеры предварительных испытаний; r _p - радиус зонда (см); ε_K - член ошибок, который обычно мал для (меньше процента) пластов, имеющих подвижность больше 1 mD/cP.

Переменная Ω_S, которая учитывает действие буровой скважины конечного размера на отклик давления зонда, может быть определена из следующего уравнения, описанного в публикации: F. J. Kuchuk entitled "Multiprobe Wireline Formation Tester Pressure Behavior in Crossflow-Layered Reservoirs", In Situ, (1996) 20, 1,1:

где r _p и r _w представляют радиус зонда и радиус скважины соответственно;

и K _r и K _z представляют радиальную проницаемость и вертикальную проницаемость соответственно.

При формулировании результата, представленного в уравнении 1, предполагалось, что проницаемость пласта является изотропной, то есть K _r =K _z =K, что режим течения во время испытания пласта является сферическим, и что поддерживаются условия, которые гарантируют справедливость отношения Дарси.

Снова вернемся к фиг.7, на которой этап 320 снижения давления фазы исследования может анализироваться, чтобы определить падение давления во времени, с целью определить различные характеристики трассы давления. Линия 32 наилучшего соответствия, выведенная из точек вдоль линии 320 снижения давления, изображена протягивающейся из начальной точки 310. Точка 34 отклонения может быть определена вдоль кривой 320, представляя точку, в которой кривая 320 достигает минимального отклонения от линии 32 наилучшего соответствия. Точка 34 отклонения может быть использована в качестве оценки "возникновения потока", точки, в которой флюид доставляется из пласта в инструмент в течение снижения давления фазы исследования.

Точка 34 отклонения может быть определена известными методами, такими как методы, раскрытые в патентах США № 5095745 и 5233866, выданных Desbrandes, содержание которых полностью включено здесь ссылкой.

Debrandes дает идею метода для оценивания пластового давления из данных точки отклонения от линии наилучшего соответствия, созданной с использованием точек данных из фазы снижения давления предварительного испытания. Точка отклонения