Уточненные измерения пористости подземных пластов

Уточненные измерения пористости подземных пластов

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее раскрытие сущности предлагаемого изобретения относится к измерениям пористости подземных пластов и, в частности, но не исключительно, для получения уточненного значения пористости, которое может учитывать наличие конкретного или неизвестного типа флюида в пластах или учитывать неглубокое, или неизвестное неполное проникновение фильтрата бурового раствора.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Измерение пористости, т.е. количественное представление объема пласта, который в большей степени состоит из порового пространства, чем из скелета горной породы, представляет собой одно из ключевых измерений, используемых для количественной оценки запасов нефти и газа в подземном пласте или для количественной оценки подземной объемной емкости для различных применений при подземном хранении или захоронении.

Поры в подземных пластах, в типичном случае, наполнены смесью молекул воды и углеводорода (углеводородов) в жидком состоянии, но могут включать также молекулы H₂S, CO₂, N₂, и т.д., и могут включать в более общем случае смесь твердой, жидкой и газообразной фаз в механическом и термодинамическом равновесии. Кроме того, если присутствуют растворители (такие как вода), тогда соли (такие как NaCl или KCl и т.д.) обычно также присутствуют в качестве растворенного вещества, а соответствующие ионы раствора могут существенно изменять различные характеристики растворителя.

Таким образом, один из аспектов, который традиционно влияет на измерения пористости - это тип веществ, присутствующих внутри пор пласта. Это обусловлено тем, что не существует идеального и независимого измерения пористости, которое всегда давало бы точное значение пористости подземного пласта, независимо от вещества, присутствующего внутри пористого пространства. Например, измерения водородного индекса (ВИ), которые чувствительны к количеству атомов водорода в пористом пространстве, могут предоставлять средства для оценки пористости подземного пласта, если в порах присутствуют только вода и нефть. Однако в присутствии в порах газа возникают проблемы, поскольку газ будет содержать существенно меньше атомов водорода на единицу объема по сравнению с водой и нефтью, которые имеют приблизительно похожий ВИ. Другой пример - это плотностные измерения (rho), которые чувствительны к плотности веществ, присутствующих внутри пористого пространства, и могут обеспечить средства для оценки пористости подземного пласта, если в порах присутствуют только вода и нефть, при условии, что плотность скелета горной породы также известна.

Однако проблемы также возникают в присутствии в порах газа, поскольку газ существенно легче, чем вода и нефть, имеющие приблизительно одинаковую плотность. Следовательно, увеличение газонаполненной пористости будет приводить как к уменьшению водородного индекса, так и к уменьшению плотности, что будет, соответственно, индицировать уменьшенную кажущуюся пористость, полученную из измерения водородного индекса, и увеличенную кажущуюся пористость, полученную из плотностного измерения; то есть так называемый эффект кроссовера. Химический состав, давление и температура каждого газа оказывает прямое влияние, например, на среднее число атомов водорода на молекулу газа и на плотность газа, которые также влияют на измерения кажущейся пористости, такой как кажущаяся пористость, полученная из измерения водородного индекса и плотностного измерения.

Другой аспект, который влияет на точное измерение пористости, - это проникновение в подземный пласт фильтрата бурового раствора. Например, в применениях при КВБ (каротаже во время бурения) это наиболее заметно, поскольку измерения КВБ в типичном случае занимают от нескольких минут до нескольких часов непосредственно после окончания бурения подземного пласта. В связи с этим фильтрат бурового раствора сможет проникнуть в пласт приблизительно всего на несколько дюймов. С течением времени фильтрат бурового раствора проникает в пласт глубже, что может повлиять на некоторые измерения и привести к зависимым от проникновения или зависимым от времени отсчетам измерений. Например, в случае использования устройства для каротажа во время бурения, базирующегося на нескольких измерениях, каждое из которых имеет различную радиальную глубину исследования в пласте, на эти измерения будет оказываться различное воздействие за счет профиля проникновения в пласт фильтрата бурового раствора, особенно если радиальная глубина исследования первого измерения находится в зоне проникновения фильтрата, в то время как другое измерение имеет радиальную глубину исследования, которая простирается вне зоны проникновения фильтрата (т.е. в неразрабатываемую зону) и поэтому, в типичном случае, менее подвержена проникновению. Традиционно, большинство способов, относящихся к оценке пористости в подземных пластах, разрабатывалось для применений каротажного кабеля (КК) до появления каротажа во время бурения (КВБ), и поскольку КК измерения обычно занимали дни после того, как скважина была просверлена, то в типичном случае зона проникновения простиралась к этому времени в подземный пласт на фут или больше, так что проблемы, связанные с проникновением не имели такого большого значения как в случае КВБ измерений.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предмет настоящего раскрытия изобретения состоит в получении уточненного измерения пористости, направленного на решение некоторых из вышеупомянутых проблем.

В соответствии с первым аспектом изобретения предлагается способ определения пористости пласта, окружающего скважину, причем способ включает следующие шаги: получение первого измерения пористости и второго измерения пористости, при этом первое и второе измерения пористости представляют собой различные типы измерений пористости, которые обеспечивают отличающиеся значения измерений пористости в присутствии газа, имеющего известную характеристику; и определение пористости пласта с использованием первого и второго измерений пористости, и известной характеристики газа, на основании, например, точки пересечения между кривой известной характеристики газа, проходящей от точки на графике, представляющей первое и второе измерения пористости, и линией, представляющей значения пористости пласта в отсутствии газа.

В соответствии с другим аспектом изобретения предлагается способ определения пористости пласта, окружающего скважину, причем способ включает следующие шаги: нагнетание бурового раствора, проникающего в пласт на определенное расстояние, представляющее собой функцию времени; получение первого измерения пористости и второго измерения пористости практически в одно и то же время и практически на одну и ту же глубину исследования в пласте, при этом первое измерение пористости относится к типу, выбранному для индикации измерения пористости, отличающегося в присутствии газа по сравнению со вторым измерением пористости, причем упомянутый газ имеет известную характеристику; и определение пористости пласта с использованием первого и второго измерений пористости, и известной характеристики газа, на основании, например, точки пересечения между кривой известной характеристики газа, проходящей через точку на графике, представляющую первое и второе измерения пористости, и линией, представляющей значения пористости пласта в отсутствии газа.

В соответствии с еще одним аспектом изобретения предлагается способ определения пористости пласта, окружающего скважину, причем способ включает следующие шаги: нагнетание бурового раствора проникающего в пласт на определенное расстояние, представляющее собой функции времени; получение первого измерения пористости и второго измерения пористости, причем оба измерения пористости производятся в первый момент времени и во второй момент времени, при этом первое измерение пористости относится к типу, выбранному для индикации измерения пористости в присутствии газа, отличающегося по сравнению со вторым измерением пористости, и причем первое и второе измерения пористости выбраны таким образом, чтобы иметь практически одну и ту же глубину исследования в пласте и испытывать на себе приблизительно пропорциональное воздействие за счет газа; и определение пористости пласта с использованием первого и второго измерений пористости, на основании, например, точки пересечения между линией, соединяющей две точки на графике, представляющие первое и второе измерения пористости, выполненные, соответственно, в первый и второй моменты времени, и линией, представляющей значения пористости пласта в отсутствие газа.

В соответствии со следующим аспектом изобретения предлагается способ определения пористости пласта окружающего скважину, причем способ включает следующие шаги: нагнетание бурового раствора, проникающего в пласт на определенное расстояние, представляющее собой функцию времени; получение первого измерения пористости и второго измерения пористости, причем оба измерения пористости производятся в первый момент времени и во второй момент времени, при этом первое измерение пористости относится к типу, выбранному для индикации измерения пористости отличающегося в присутствии газа по сравнению со вторым измерением пористости, и причем первое и второе измерения пористости выбраны таким образом, чтобы иметь практически одну и ту же глубину исследования в пласте и испытывать на себе приблизительно пропорциональное влияние за счет газа; и определение пористости пласта с использованием первого и второго измерения пористости и глубины проникновения бурового раствора в пласт, например, путем сочетания первого и второго измерений пористости с глубиной проникновения бурового раствора в пласт для расчета измерений, относящихся, соответственно, только к неразрабатываемой зоне и только к зоне проникновения фильтрата; и определение пористости пласта, на основании точки пересечения между линией, соединяющей две точки на графике, представляющие расчетные измерения, относящиеся, соответственно, только к неразрабатываемой зоне и только к зоне проникновения фильтрата, и линией, представляющей значения пористости пласта в отсутствии газа.

В соответствии с еще одним аспектом изобретения предлагается способ определения пористости пласта, окружающего скважину, причем способ включает следующие шаги: нагнетание бурового раствора, проникающего в пласт на определенное расстояние, представляющее собой функцию времени; получение первого измерения пористости и второго измерения пористости практически в одно и то же время и практически с одной и той же глубиной исследования в пласте, при этом первое и второе измерения пористости представляют собой различные типы измерения пористости, которые обеспечивают отличающиеся значения измерения пористости в присутствии газа, имеющего известную характеристику; получение третьего измерения пористости с практически отличающейся глубиной исследования по отношению к первому и второму измерениям пористости и выполненного практически в одно и то же время относительно первого и второго измерений пористости; и определение пористости пласта с использованием первого, второго и третьего измерений пористости, и глубины проникновения бурового раствора в пласт, например, путем сочетания первого, второго и третьего измерений пористости с глубиной проникновения бурового раствора в пласт для расчета измерений, относящихся, соответственно, только к неразрабатываемой зоне и только к зоне проникновения фильтрата; и определение пористости пласта на основании точки пересечения между кривой известной характеристики газа, проходящей через две точки на графике, представляющие расчетные измерения, относящиеся, соответственно, только к неразрабатываемой зоне и только к зоне проникновения фильтрата, и линией, представляющей значения пористости пласта в отсутствии газа.

В соответствии со следующим аспектом изобретения предлагается способ определения пористости пласта, окружающего скважину, причем способ включает следующие шаги: нагнетание бурового раствора в пласт; получение первого измерения пористости и второго измерения пористости, причем оба измерения пористости выполняются в первый момент времени и во второй момент времени, при этом первое измерение пористости относится к типу, выбранному для индикации измерения пористости, отличающегося в присутствии газа по сравнению со вторым измерением пористости, и газ влияет на первое и второе измерения пористости приблизительно пропорционально; получение третьего измерения пористости и четвертого измерения пористости практически в одно и то же время, которое отличается от первого и второго моментов времени, и с практически отличающейся глубиной исследования относительно первого и второго измерений пористости, и относительно друг друга; и определение пористости пласта с использованием первого, второго, третьего и четвертого измерений пористости, например, путем вычисления глубины проникновения бурового раствора в пласт с использованием третьего и четвертого измерений пористости; сочетания первого и второго измерений пористости с вычисленной глубиной проникновения для расчета измерений, относящихся, соответственно, только к неразрабатываемой зоне и только к зоне проникновения фильтрата; и определение пористости пласта на основании точки пересечения между линией, соединяющей две точки на графике, представляющие расчетные измерения, относящиеся, соответственно, только к неразрабатываемой зоне и только к зоне проникновения фильтрата, и линией, представляющей значения пористости пласта в отсутствии газа.

В соответствии с еще одним аспектом изобретения предлагается способ определения пористости пласта, окружающего скважину, причем способ включает следующие шаги: нагнетание бурового раствора в пласт; получение первого измерения пористости и второго измерения пористости практически в одно и то же время, при этом первое и второе измерения пористости представляют собой различные типы измерений пористости, обеспечивающие отличающиеся между собой значения измерений пористости в присутствии газа, имеющего известную характеристику; получение третьего измерения пористости и четвертого измерения пористости практически в одно и то же время, отличающееся от времени получения первого и второго измерений пористости, и с практически отличающейся глубиной исследования относительно первого и второго измерений пористости и относительно друг друга; и определение пористости пласта с использованием первого, второго, третьего и четвертого измерений пористости, например, путем вычисления глубины проникновения бурового раствора в пласт с использованием третьего и четвертого измерений пористости; при сочетании первого и второго измерений пористости с вычисленной глубиной проникновения для расчета измерений, относящихся, соответственно, только к неразрабатываемой зоне и только к зоне проникновения фильтрата; и определение пористости пласта, на основании точки пересечения между кривой известной характеристики газа, проходящей через две точки на графике, представляющие расчетные измерения, относящиеся, соответственно, только к неразрабатываемой зоне и только к зоне проникновения фильтрата, и линией, представляющей значения пористости пласта в отсутствии газа.

В соответствии со следующим аспектом изобретения предлагается скважинное устройство, оборудованное для определения пористости пласта с использованием, по меньшей мере, одного из упомянутых выше способов.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Варианты реализации предлагаемого изобретения будут описаны здесь на примере со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:

Фиг.1a) показывает ограниченный двумерный график первого и второго измерений кажущейся пористости с учетом предположения о присутствии фильтрата бурового раствора.

Фиг.1b) показывает ограниченный трехмерный график первого, второго и третьего измерений кажущейся пористости с учетом предположения о присутствии фильтрата бурового раствора.

Фиг.2a) и b) показывают точку отклонения, указывающую на присутствие газа.

Фиг.3a) и b) показывают различные условия по составу газа, давлению и температуре.

Фиг.4a) показывает точку отклонения, на которую оказывает воздействие неглубокое проникновение.

Фиг.4b) показывает случай, когда линии проникновения и насыщения не лежат в одной плоскости.

Фиг.5a) показывает две точки отклонения, полученные в два различных момента времени, где линии проникновения и характеристики газа представляют собой прямые.

Фиг.5b) показывает две точки отклонения, полученные, в общем случае, в два различных момента времени с учетом двух измерений кажущейся пористости.

Фиг.5c) показывает две точки отклонения, полученные, в общем случае, в два различных момента времени с учетом трех измерений кажущейся пористости.

Фиг.6 показывает типичный сводный график интерпретации плотностного-нейтронного каротажа.

Фиг.7 показывает кривые измерений плотностного и нейтронного каротажа.

Фиг.8 показывает измерения плотностного и нейтронного каротажа, полученные в режиме периодического наблюдения.

Фиг.9 показывает типичный сводный график интерпретации плотностного-нейтронного каротажа с точками отклонения, полученными за счет проходов во время бурения (ВБ) и после бурения (ПБ).

Фиг.10 показывает гистограмму расчетных градиентов различных прямых линий, соединяющих точки отклонения при измерениях во время бурения (ВБ) и после бурения (ПБ).

Фиг.11 показывает пример скважины, в котором может быть осуществлен вариант реализации предлагаемого изобретения; и

Фиг.12 показывает пример каротажного устройства, в соответствии с которым может быть осуществлен вариант реализации предлагаемого изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В типичном случае, подземные каротажные измерения пласта могут принимать многие различные формы, например: измерения удельного электрического сопротивления, диэлектрических характеристик, ЯМР (ядерного магнитного резонанса), плотностные, нейтронные, сигма (сечения захвата тепловых нейтронов), фотоэлектрические, акустические измерения, углеродно-кислородный каротаж и т.д. Такие измерения зависят от различных возможных типов датчиков и детекторов, точного положения и размещения таких датчиков и учета конкретной конструкции измерительного устройства.

Поскольку каротажные измерения осуществляются с помощью скважинного устройства, обычно имеется возможность выразить и преобразовать такие каротажные измерения в соответствующие измерения пористости. С целью осуществления такого преобразования или масштабирования различных каротажных измерений в соответствующие измерения пористости, необходимо знать следующее: i) тип и характер скелета горной породы; и ii) тип вещества (веществ), присутствующих внутри пор пласта. Довольно легко узнать тип пласта, например, за счет элементарных методик захвата тепловых нейтронов, но остается затруднительным предусмотреть или учесть все возможные типы веществ.

В этом случае прибегают к априорному предположению в отношении типа флюида (флюидов), присутствующего внутри пор, и используют выражение кажущейся пористости для ссылки на такую производную пористость. Например, за счет предположения, что единственные вещества, присутствующие внутри пор, представляют собой остаточную воду (или связанную воду) и фильтрат бурового раствора (жидкость), обеспечивается то, что все кажущиеся пористости, рассчитанные на основании всех доступных различных измерений, дают в результате одинаковое значение, если предположение оказывается справедливым, и такое одинаковое значение соответствует точному значению пористости. Однако если предположение не оказывается справедливым, и внутри пор, кроме остаточной воды и фильтрата бурового раствора, присутствует другое вещество, то вполне естественно ожидать, что некоторые вычисленные значения кажущейся пористости будут отличаться друг от друга, в зависимости, для каждого отдельного случая, от учитываемых каротажных измерений и от характера проникающего вещества (веществ) относительно фильтрата бурового раствора. Соответственно, необходимо определенным образом скорректировать измерения кажущейся пористости, чтобы учесть присутствие в пласте вещества другого типа, такого как газ, чтобы получить точное значение пористости. В действительности, обычно не только газ влияет на диапазон каротажных измерений, но также и более легкие жидкости, в общем случае, такие как легкая нефть. Таким образом, следует принимать во внимание, что индикация присутствия газа может также быть расширена, подразумевая наличие и легкой нефти.

Поэтому, при использовании предположения, что единственные вещества, присутствующие внутри пор, представляют собой остаточную воду и фильтрат бурового раствора, можно получить отличающиеся измерения кажущейся пористости пласта. Более конкретно, если, например, тип каротажного измерения, конвертируемого в значение пористости, - это плотностное измерение, тогда такое преобразование пористости может более точно рассматриваться как измерение кажущейся пористости по плотностному каротажу.

Так называемая газонасыщенность - это процент пористого пространства, наполненного газом и, следовательно, чем выше газонасыщенность, тем больше каждый из типов различных измерений кажущейся пористости будет отличаться друг от друга. Например, в случае, где учитываются и сравниваются только два различных типа измерений кажущейся пористости, зависимость между этими двумя различными типами измерений будет представлять собой прямую линию, имеющую градиент, равный 1, как показано на фиг.1a). То есть в ситуации, когда внутри пор подземного пласта присутствуют только остаточная вода и фильтрат бурового раствора,

Фиг.1a) показывает ограниченный график, содержащий ось y, показывающую первое измерение кажущейся пористости, которое представляет тип измерения кажущейся пористости по плотностному каротажу; и ось x, показывающую второе измерение кажущейся пористости. Второе измерение кажущейся пористости может быть одним из совокупности различных типов измерений кажущейся пористости, таких как: измерение кажущейся пористости с нейтронному каротажу, измерение кажущейся пористости с ядерно-магнитным каротажем, измерение кажущейся пористости с диэлектрическим каротажем, измерение кажущейся пористости с сигма-каротажем или измерение кажущейся пористости с каротажем проводимости. В ситуации, когда внутри пор подземного пласта присутствуют только остаточная вода и фильтрат бурового раствора, такие первое и второе измерения, если они выражены вместе в виде графика зависимости, попадают на прямую линию, описываемую как нулевая линия газа или линия фильтрата бурового раствора с градиентом равным 1, который означает, что первое и второе измерения дают одно и то же значение кажущейся пористости, которое также представляет собой точное значение пористости. Фиг.1b) показывает ограниченный график подобный фиг.1a), но имеющий дополнительную ось z, показывающую третье измерение кажущейся пористости.

Если наоборот, первое и второе измерения отличаются друг от друга, соответствуя точке на фиг.1a) (или на фиг.1b), если также доступно и третье измерение), которая не попадает на линию фильтрата бурового раствора, то это будет указывать на ошибочность предположения о присутствии внутри пор подземного пласта только остаточной воды и фильтрата бурового раствора. Это, в свою очередь, демонстрирует присутствие по меньшей мере одного проникшего вещества, а именно газа (или легкой нефти), в зависимости от обстоятельств. Конкретно, это может произойти потому, что первое измерение окажется относящимся к типу, который измеряет отличающееся (большее или меньшее) значение кажущейся пористости по сравнению со вторым измерением.

Фиг.2a) - это пример ограниченного графика подобного фиг.1a), показывающий точку отклонения 20, индицирующую присутствие газа. Если такое отклонение имеет место, то в результате значение измерения первого типа для кажущейся пористости оказывается выше, чем значение другого измерения второго типа для кажущейся пористости, и это обстоятельство усложняет оценку точной пористости, поскольку необходима соответствующая методика для проецирования точки отклонения 20 на соответствующую точку точной пористости на линии фильтрата бурового раствора 22.

Фиг.2b) - это пример ограниченного графика подобного фиг.2a), но содержащего дополнительную ось z, показывающую третье измерение кажущейся пористости (как показано на фиг.1b)) и показывающую точку отклонения 31, указывающую на присутствие газа.

Предлагается несколько вариантов реализации предлагаемого изобретения, позволяющих определить точную пористость (проекцию на линию 22).

В соответствии с одним вариантом реализации предлагаемого изобретения можно определить точную пористость, если доступны заранее установленные или априорные данные характеристики газа. Например, фиг.2a) показывает несколько кривых характеристик газа (так называемых линий насыщения, полученных за счет изменения газонасыщенности) 23, 25, 27 и 29, пересекающихся с линией фильтрата бурового раствора 22 в точках 24, 26, 28 и 30. Теперь исключим любые эффекты проникновения, если известна фактическая характеристика (характеристики) газа внутри пор подземного пласта, и тогда линия насыщения характеристики газа, которая перекрывает точку отклонения, также проецирует точное значение пористости в точке, в которой линия насыщения пересекается с линией фильтрата бурового раствора. Конкретно, в примере на фиг.2a) линия насыщения характеристики газа 27 перекрывается с точкой отклонения 20. Таким образом, точное значение пористости достигается путем следования по линии насыщения 27 до ее пересечения с линией фильтрата бурового раствора 22 в точке 28.

Следует принять во внимание, что легкая нефть, так же, как и газ, может вызвать отклонение. Более того, газы с различным составом, давлением и температурой могут также повлиять на величину отклонения. Таким образом, чтобы получить большую точность, желательно, чтобы характеристики газа, учитывали так называемые диаграммы зависимости газа от давления-объема-температуры (ДОТ).

Фиг.3a) показывает три типа газа, каждый из которых имеет различный состав и, таким образом, каждый имеет свою собственную линию насыщения характеристики газа. Три газа - это углекислый газ CO₂, сероводород H₂S и метан CH₄. По сравнению с CH₄, который имеет 4 атома водорода на молекулу и показывает наименьший молекулярный вес, H₂S содержит только 2 атома водорода на молекулу и имеет больший молекулярный вес, а CO₂ вообще не содержит атомов водорода и имеет наибольший молекулярный вес. Поэтому, при прочих равных условиях, при сравнении с CH₄, при одинаковых условиях по давлению и температуре, присутствие H₂S вызовет более низкие значения измерений кажущейся пористости по нейтронному каротажу и кажущейся пористости по плотностному каротажу, а присутствие CO₂ вызовет самые низкие из всех трех газов значения измерений кажущейся пористости по нейтронному каротажу и измерений кажущейся пористости по плотностному каротажу. Таким образом, с учетом примера, показанного на фиг.2a), эти три различные типы газов будут иметь свои собственные линии насыщения характеристики газа.

Фиг.3b) показывает воздействие изменений давления и температуры на эти же три газа. Таким образом, при конкретном давлении и температуре, каждый из трех газов имеет свой собственный водородный индекс и плотность с таким же приблизительным распределением как на фиг.3a). Однако если давление падает, например, при сохранении постоянной температуры, или если температура возрастает, а давление остается постоянным, свойства всех трех газов имеют тенденцию направленности к началу графика, которое индицирует вакуум (точку вакуума), хотя и вдоль своих собственных линий. Таким образом, можно увидеть как условия по давлению и температуре (совместно с диаграммами зависимости «давление-объем-температура») также оказывают влияние на линии насыщения характеристик газа.

Таким образом, линия насыщения характеристики газа изменяется в зависимости, как от типа газа, так и от условий по давлению и температуре. Независимо от того, включают или не включают вещества, присутствующие внутри пор подземного пласта, дополнительное вещество (вещества), которое вызывает отклонение, такое, как газ с конкретным типом состава или при конкретных условиях давления и температуры; при условии, что известен характеристический отклик дополнительного вещества или газа, можно определить точную пористость. Необходимо отметить, что линии насыщения характеристики газа могут быть получены или путем априорного моделирования в лаборатории, или путем измерений в скважине на месторождении. Таким образом, каротажное устройство, снабженное процессором и измерительными датчиками, может получить упомянутые линии насыщения характеристики газа вместе с первым и вторым измерениями пористости.

В соответствии с еще одним вариантом реализации предлагаемого изобретения предлагается способ для учета неглубокого неполного проникновения фильтрата бурового раствора, например, как это, в типичном случае, происходит в применениях с каротажем во время бурения. Такое проникновение вызвано тем, что гидростатическое давление бурильного раствора выше, чем давление жидкостей, присутствующих внутри пор подземного пласта, что желательно для того, чтобы предотвратить вытекание жидкостей в пласте в скважину и неконтролируемое достижение ими поверхности, что приводит к так называемым выбросам из скважины и другим неконтролируемым событиям. Такой перепад давлений между буровым раствором и пластовыми жидкостями приводит к выталкиванию и выдавливанию фильтрата бурового раствора в пласт и перемещению исходных пластовых жидкостей, присутствующих внутри пор, что вызывает появление так называемого фронта проникновения, внедрение которого в пласт представляет собой функцию времени. Именно этот фронт проникновения определяет границу между так называемой неразрабатываемой зоной (vz) и зоной проникновения фильтрата (fz) пласта. Зона проникновения фильтрата относится к объему пласта, в котором происходит проникновение и заполнение фильтратом бурового раствора, в то время как неразрабатываемая зона относится к объему пласта, который находится вне досягаемости и не изменяется за счет фильтрата бурового раствора.

Проникновение все усложняет, особенно в применениях с каротажем во время бурения, где проникновение не оговаривается (в отличие от случая каротажного кабеля) и, поэтому, вероятно, оказывает влияние на измерения различным образом и в зависимости от времени, особенно если измерения имеют различную радиальную глубину исследования в пласте. Это происходит потому, что, например, первое измерение, имеющее небольшую глубину исследования, лежащую внутри зоны проникновения фильтрата, будет полностью подвержено воздействию проникновения, в то время как второе измерение, имеющее глубину исследования, которая простирается в неразрабатываемую зону, будет только частично подвержено влиянию проникновения.

Следовательно, соответствующие измерения кажущейся пористости могут отличаться друг от друга не только потому, что не оправдываются предположения в отношении таких преобразований кажущейся пористости, как за счет присутствия газа внутри пор подземного пласта, что указывалось выше, но также и потому, что измерения будут испытывать различные воздействия вследствие проникновения фильтрата бурового раствора, что увеличивает сложность задачи извлечения и оценки точной пористости из таких измерений. Более того, следует принимать во внимание, что со временем фронт проникновения будет внедряться и продвигаться глубже в пласт, и, соответственно, первая точка (полученная на основе первого и второго измерения) в первый момент времени может отклоняться и отличаться от второй точки (полученной на основе первого и второго измерения) в более поздний момент времени, когда проникновение может уже измениться.

Фиг.4a) показывает пример того, как проникновение увеличивает сложность. Точка отклонения неразрабатываемой зоны 40 и точка отклонения зоны проникновения фильтрата 41 вместе попадают на одну и ту же линию насыщения характеристики газа, но показанная точка отклонения 42 не попадает, в общем случае, на ту же линию насыщения характеристики газа. Наоборот, точка 42 попадает на другую линию (линию проникновения), соединяя точку отклонения неразрабатываемой зоны 40 и точку отклонения зоны проникновения фильтрата 41, и показывает, как положение точки 42 может непрерывно изменяться с глубиной проникновения в зависимости от времени измерения и с учетом любых различий в глубине исследования первого и второго измерений. Более того, поскольку очевидно, что точка отклонения неразрабатываемой зоны 40 и точка отклонения зоны проникновения фильтрата 41 должны попадать на одну и ту же линию насыщения характеристики газа, точное положение таких точек отклонения неразрабатываемой зоны и зоны проникновения фильтрата могут располагаться где угодно на линии. Это вызвано тем, что точное положение неразрабатываемой зоны и зоны проникновения фильтрата контролируют другие свойства подземного пласта, которые, в типичном случае, неизвестны или труднодостижимы.

Таким образом, даже если известны линии насыщения характеристики газа, невозможно точно узнать на какой линии проникновения фактически располагается точка отклонения 42, или узнать, какую линию насыщения характеристики газа нужно использовать для пересечения линии фильтрата бурового раствора и определения точной пористости.

Фиг.4b) - это пример подобный фиг.4a), но имеющий дополнительную ось z, показывающую третье измерения кажущейся пористости, где линии проникновения и насыщения не находятся в одной плоскости.

Фиг.5 показывает пример двух точек отклонения ВБ (во время бурения) и ПБ (после бурения) (имеющих, соответственно, маркировки 50 и 51 на фиг.5a), маркировки 52 и 53 на фиг.5b), и маркировки 54 и 55 на фиг.5c)), каждая из которых отклоняется от нулевой линии газа, указывая на присутствие легкой нефти или газа, и которые отличаются друг от друга, поскольку получены в различные моменты времени. То есть, первая точка ВБ получена путем выполнения первого и второго измерений (и третьего измерения, в зависимости от случая) в первый момент времени во время бурения скважины, в то время как вторая точка ПБ получена путем выполнения таких же измерений в более позднее время после бурения скважины.

Предлагается несколько вариантов реализации изобретения, обеспечивающих определение точной пористости с учетом проникновения.

В соответствии с одним из вариантов реализации предлагаемого изобретения проникновение учитывается в том, что первое и второе измерения берутся как измерения, имеющие совместимый геометрический отклик и совместимые законы смешивания. Геометрическая совместимость означает, что измерения имеют сходные функции Баклея-Леверетта радиального отклика, что, более упрощенно, означает, что первое и второе измерения имеют практически одинаковую глубину исследования в пласте. Совместимость законов смешивания означает, что измерения испытывают пропорциональное воздействие за счет газа. Применительно к фиг.4a) геометрическая совместимость первого и второго измерения означает, что линии проникновения, соединяющие точку отклонения 40 неразрабатываемой зоны и точку отклонения 41 зоны проникновения фильтрата, становятся прямыми линиями, а совместимость законов смешивания означает, что линии насыщения характеристики газа становятся прямыми. Поэтому, как линии проникновения, так и линии насыщения характеристики газа, должны включать точно перекрывающиеся и идентичные прямые линии, такие как показанные на фиг.5a), что позволяет обеспечить более эффективную и более точную проекцию любой точки отклонения на линию фильтрата бурового раствора. Таким обр