Определение характеристик составляющих пласта на месте проведения работ

Определение характеристик составляющих пласта на месте проведения работ

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Предпосылки создания изобретения

Скважинные каротажные измерительные приборы (или приборы) используют в буровых скважинах (стволах скважин) для выполнения, например, измерений качественных показателей пластов, чтобы получать петрофизические свойства пластов, окружающих ствол скважины, и флюидов и минералов, содержащихся в них. Такие скважинные каротажные приборы могут включать в себя, например, электромагнитные приборы, ядерные приборы, акустические приборы и приборы ядерного магнитного резонанса (ЯМР).

Скважинные каротажные приборы можно перемещать на протяжении буровой скважины подвешенными на бронированном электрическом кабеле (каротажном кабеле), после того как буровая скважина пробурена. Такие приборы на каротажном кабеле широко используют. Однако желательно, чтобы информация при бурении буровой скважины исходила от приборов для измерений в процессе бурения (ИПБ) и каротажа во время бурения (КВБ), которые обычно размещают в особых специализированных утяжеленных бурильных трубах, образующих часть инструментальной колонны, называемой компоновкой низа бурильной колонны (КНБК), используемой для бурения, направления и каротажа буровой скважины. В зависимости от обстоятельств по результатам сбора и обработки такой информации во время процесса бурения оператор буровой скважины может принимать в реальном времени обоснованные решения, касающиеся операции бурения, для оптимизации траектории или размещения буровой скважины и оптимизации характеристик бурения, и/или касающиеся выполнения каротажных измерений перед стволом скважины, регистрируемых сразу же позади бурового долота в только что пробуренном пласте, и/или деформации пласта в результате процесса бурения, и/или касающиеся обеспечения или гарантии каротажа в стволах скважин, трудных для каротажа с использованием способов каротажа с зондом на кабеле.

Измерения в процессе бурения могут давать информацию о параметрах бурения, таких как механика бурения (например, осевая сила, прилагаемая к буровому долоту, прикрепленному к нижней части бурильной колонны, также называемая нагрузкой на долото, вращающий момент, прилагаемый к бурильной колонне, также называемый вращающим моментом на забое скважины, и давление скважинного флюида внутри или вне бурильной колонны, иногда преобразуемое в эквивалентную плотность флюида, такую как эквивалентная плотность циркуляции и эквивалентная статическая плотность), механика бурения (например, частота вращения компоновки низа бурильной колонны, также называемая частотой вращения утяжеленной бурильной трубы, удары и вибрации бурильной колонны и скважинные расходы флюида при использовании частоты вращения турбины), направление буровой скважины (например, геодезическое или геомагнитное направление буровой скважины и отклонение буровой скважины от вертикали), и другую информацию, подобную температуре в буровой скважине. Приборы для каротажа во время бурения могут обеспечивать измерения качественных показателей пласта, таких как электрическое удельное сопротивление или удельная проводимость пласта, комплексная диэлектрическая проницаемость, естественное гамма-излучение, объемная плотность и фотоэлектрический фактор, пористость по данным каротажа с использованием тепловых или надтепловых нейтронов, поперечное сечение захвата тепловых нейтронов (называемое СИГМА), различные, наведенные нейтронами спектры гамма-излучения (неупругие спектры или спектры захвата или активации гамма-излучения), акустические времена пробега или скорости акустических волн и время релаксации или распределения постоянной диффузии при ядерном магнитном резонансе. Приборы для измерений в процессе бурения и каротажа во время бурения часто имеют компоненты, функции которых аналогичны функциям компонентов, расположенных в спускаемых на кабеле приборах (например, излучающие и приемные антенны), но приборы для измерений в процессе бурения и каротажа во время бурения обычно создают для работы в суровых и агрессивных скважинных условиях бурения. Термины «измерения в процессе бурения» и «каротаж во время бурения» часто используют на равных основаниях, и должно быть понятно, что использование любого термина в этом раскрытии включает в себя сбор информации о пласте и буровой скважине, а также данных о перемещении, положении и геометрии буровой компоновки.

Скважинные каротажные приборы можно использовать для определения объемных параметров пласта, то есть, количества объемной доли, которое можно выражать в процентах, каждой составляющей, присутствующей в данной пробе оцениваемого пласта (эти составляющие, которые можно считать элементарными структурными блоками пласта, также называют конечными элементами). Измерение объемных параметров пласта может включать в себя идентификацию присутствующих составляющих и назначение однозначных характеристик или сигнатур каждой или любой составляющей с учетом различных рассматриваемых каротажных измерений (сигнатуры этих конечных элементов также называют конечными точками). В таком случае совместно с соответствующей моделью геологической среды и правилами смешивания рассматриваемых измерений можно преобразовывать измерения каротажных приборов в элементные объемные доли одной или нескольких составляющих. Термин «модель геологической среды» распространяется на геометрическое или пространственное расположение различных составляющих относительно друг друга, а термин «правила смешивания» отражает, как конкретные отсчеты каротажных измерений ведут себя или изменяются при изменениях в процентах присутствующих составляющих (когда изменение подчиняется линейной зависимости, правила смешивания считаются линейными).

Краткое изложение

Это краткое изложение предназначено для ознакомления с выбором концепций, которые дополнительно рассматриваются ниже при подробном описании. Это краткое изложение не предназначено для идентификации ключевых или существенных признаков заявленного объекта изобретения и не предназначено для использования в качестве средства для ограничения объема заявленного объекта изобретения.

Способ скважинного каротажа геологического пласта, имеющего ствол скважины, может включать в себя сбор множества моментальных снимков ядерного магнитного резонанса (ЯМР) из ствола скважины, показывающих изменения в геологическом пласте и определяющих данные ядерного магнитного резонанса. Способ может также включать в себя идентификацию множества флюидов в геологическом пласте на основании данных ядерного магнитного резонанса, определение соответствующих сигнатур ядерного магнитного резонанса для идентифицированных флюидов на основании данных ядерного магнитного резонанса, определение кажущихся объемов для идентифицированных флюидов на основании сигнатур ядерного магнитного резонанса и определение скорректированных объемов для идентифицированных флюидов на основании кажущихся объемов.

Родственная скважинная каротажная система может включать в себя скважинный каротажный прибор для сбора множества моментальных снимков ядерного магнитного резонанса (ЯМР) из ствола скважины в геологическом пласте, показывающих изменения в геологическом пласте и определяющих данные ядерного магнитного резонанса. Кроме того, процессор может быть включен для идентификации множества флюидов в геологическом пласте на основании данных ядерного магнитного резонанса, определения соответствующих сигнатур ядерного магнитного резонанса для идентифицированных флюидов на основании данных ядерного магнитного резонанса, определения кажущихся объемов для идентифицированных флюидов на основании сигнатур ядерного магнитного резонанса и определения скорректированных объемов для идентифицированных флюидов на основании кажущихся объемов.

Кроме того, предложен нетранзиторный считываемый компьютером носитель. Считаемый компьютером носитель может иметь исполняемые компьютером инструкции для побуждения компьютера к идентификации множества флюидов в геологическом пласте на основании множества моментальных снимков ядерного магнитного резонанса (ЯМР) из ствола скважины в геологическом пласте, показывающих изменения в геологическом пласте и определяющих данные ядерного магнитного резонанса, определению соответствующих сигнатур ядерного магнитного резонанса для идентифицированных флюидов на основании данных ядерного магнитного резонанса, определению кажущихся объемов для идентифицированных флюидов на основании сигнатур ядерного магнитного резонанса и определению скорректированных объемов для идентифицированных флюидов на основании кажущихся объемов.

Краткое описание чертежей

На чертежах:

фиг. 1 - вид скважинной каротажной системы согласно примеру варианта осуществления;

фиг. 1А - схематическое изображение, иллюстрирующее возможные источники и причины изменений между различными моментальными снимками (например, в различные моменты времени, или с различных глубин исследования, или на различных глубинах скважины), согласно этому раскрытию;

фиг. 2 - вид показанного для примера электромагнитного скважинного каротажного инструмента или прибора, который можно использовать вместе с системой из фиг. 1;

фиг. 2А - график показанных для примера обычных наложений, отображающих индивидуальные отклики (векторы) скважинного каротажного прибора на каждую составляющую в пласте, согласно этому раскрытию;

фиг. 2В - график модифицированного наложения, включающего в себя векторы (или прямолинейные сегменты), проходящие через начало О, образованные репликацией (или протаскиванием) различных векторов из фиг. 2А;

фиг. 2C-2F - графики, иллюстрирующие применение наложений, при этом картины и кластеры точек данных приближенно выровнены вдоль различных линейных сегментов, показывающих перестановки пар различных x-составляющих;

фиг. 2G-2I - графики, которые следуют из фиг. 2C-2F и иллюстрируют применение наложений, при этом картины и кластеры точек данных приближенно выровнены вдоль различных линейных сегментов, проходящих через начало О, при этом показаны перестановки пар различных x-составляющих;

фиг. 2J-2M - графики, на которых представлена объединенная информация из фиг. 2C-2F и фиг. 2G-2I, показывающая картины перестановки пар x-составляющих на исходных обычных наложениях;

фиг. 2N-2P - графики с использованием тех же примеров, как фиг. 2С-2М, которые иллюстрируют использование наблюдаемой вариации пористости для назначения однозначного отклика в каротажных измерениях или сигнатуры для точно таких же составляющих, одновременно участвующих в перестановках пар различных x-составляющих;

фиг. 2Q - график, иллюстрирующий псевдонормирование, при котором норму принимают равной и когда эти точки данных отображают при норме выше заданного порога шума;

фиг. 2R - график, иллюстрирующий псевдонормирование, при котором норму принимают равной и когда эти точки данных отображают при норме выше заданного порога шума;

фиг. 3А-3D - графики, иллюстрирующие моделированные эффективные сигнатуры воды в сравнении с полученными (в предположении, что вода является смачивающей жидкостью);

фиг. 4 - график набора данных ядерного магнитного резонанса (ЯМР), используемого в этой заявке в качестве примера;

фиг. 5-13 - графики, иллюстрирующие применение способов псевдонормирования, описанных выше относительно набора данных ядерного магнитного резонанса, показанного на фиг.4, включающие в себя кластеры псевдонормированных картин, соответствующих перестановкам пар различных x-составляющих, согласно этому раскрытию;

фиг. 14A-14G - графики, иллюстрирующие концепцию гиперпространства пористости, определяемого как многомерное пространство, содержащее в каротажных измерениях конечные точки этих составляющих, присутствующих внутри порового пространства пласта, и применение такой концепции для определения пористости согласно примеру варианта осуществления;

фиг. 15 - график, иллюстрирующий пример минимизации согласно примеру варианта осуществления для случая, когда присутствующими флюидами были вода, нефть и газ, а рассматриваемыми измерениями были объемная плотность, пористость по данным нейтронного каротажа и поперечное сечение захвата тепловых нейтронов (СИГМА);

фиг. 16А - диаграмма, на которой отображены векторы , используемые в случае истинного нормирования, согласно примеру варианта осуществления;

фиг. 16В - диаграмма, на которой отображено соотношение (соотношения) для сопоставления с фиг. 2, используемое в случае истинного нормирования;

фиг. 16С - диаграмма, на которой отображены векторы , используемые в случае кажущегося нормирования;

фиг. 16D - диаграмма, на которой отображено соотношение (соотношения) для сопоставления с фиг. 2А, используемое в случае кажущегося нормирования;

фиг. 17А - диаграмма, которой иллюстрируется новое семейство кроссплотов с в качестве оси X и в качестве оси Y;

фиг. 17В - диаграмма, которой иллюстрируется кроссплот с в качестве оси X и в качестве оси Y, в этом случае различные наклоны будут считываться как ;

фиг. 18 - график, иллюстрирующий результаты псевдонормирования, при котором норму принимают равной и когда эти точки данных отображают при норме выше заданного порога шума, согласно примеру варианта осуществления;

фиг. 19 - график, иллюстрирующий результаты псевдонормирования, при котором норму принимают равной и когда эти точки данных отображают при норме выше заданного порога шума, согласно примеру варианта осуществления;

фиг. 20 - график, иллюстрирующий результаты псевдонормирования, при котором норму принимают равной и когда эти точки данных отображают при норме выше заданного порога шума, согласно примеру варианта осуществления;

фиг. 21 - график, на котором показаны кластеры истинно нормированных картин (в противоположность псевдонормированным), соответствующих перестановкам пар различных x-составляющих, где приравнено к объему фильтрата бурового раствора на нефтяной основе, принимающего участие в перестановках пар x-составляющих, согласно примеру варианта осуществления;

фиг. 22 - график, иллюстрирующий, каким образом идентифицируют и затем корректируют объединенные влияния водородного индекса и поляризационного фактора согласно примеру варианта осуществления;

фиг. 23 - последовательность действий в примере способа определения объемных параметров флюидов согласно примеру варианта осуществления;

фиг. 24 и 25 - графики, на которых показано интегрирование распределения Т₂ по глубине с последующим интегрированием по кумулятивным Т₂, соответственно, согласно примеру варианта осуществления;

фиг. 26А-26F - графики, на которых показаны распределения Т₂, выбранные на протяжении представляющих интерес зон и по результатам различных проходов (прохода при бурении и прохода при очистке), для межзонного, связанного ограничениями извлечения мод согласно примеру варианта осуществления;

фиг. 27А-27Н - графики, иллюстрирующие результаты подбора из различных зон и проходов (прохода при бурении и прохода при очистке), отображенные совместно, включающие в себя нижележащие извлеченные гауссовы моды, показанные на графиках из фиг. 28А и 28В;

фиг. 29 и 30 - графики с представлением связанных кажущихся сигнатур ядерного магнитного резонанса для составляющих различных флюидов, нормированных относительно единицы (то есть 100 единиц пористости), согласно примеру варианта осуществления;

фиг. 31 - график, показывающий элементный анализ объемных параметров флюидов для кажущихся объемов флюидов согласно примеру варианта осуществления;

фиг. 31В - график, показывающий элементный анализ объемных параметров флюидов для скорректированных кажущихся объемов флюидов после перераспределения отрицательных значений при использовании ковариационной матрицы из фиг. 32;

фиг. 32 - визуальное представление ковариационной матрицы вычисленных кажущихся объемов согласно примеру варианта осуществления;

фиг. 33 - график, показывающий пример конечного анализа объемных параметров флюидов, предназначенного для нахождения истинных объемов флюидов после коррекции корректируемых кажущихся объемов флюидов за соответствующие объединенные влияния водородного индекса (ВИ) и поляризационного фактора;

фиг. 34 - графики с представлением объединения результатов конечного анализа объемных параметров флюидов и минералогии породы из данных спектроскопии захвата тепловых нейтронов для элементов в объединенный элементный анализ объемных параметров, в котором учитываются имеющиеся флюиды и составляющие основной массы породы, согласно примеру варианта осуществления;

фиг. 35 - структурная схема приведенной для примера компьютерной системы, которую можно использовать для реализации различных действий, описанных в этой заявке; и

фиг. 36 - блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая аспекты примера способа, связанного с системой из фиг. 1.

Подробное описание

Настоящее описание выполнено с обращением к сопровождающим чертежам, на которых показаны примеры вариантов осуществления. Однако можно использовать многие другие варианты осуществления и поэтому описание не следует интерпретировать как ограниченное вариантами осуществлениями, изложенными в этой заявке. Точнее, эти варианты осуществления представлены таким образом, что это раскрытие является полным и законченным. На всех чертежах одинаковыми позициями обозначены подобные элементы.

Вообще говоря, в этой заявке изложен способ скважинного каротажа геологического пласта, имеющего ствол скважины, который может включать в себя сбор моментальных снимков ядерного магнитного резонанса (ЯМР), таких как периодически получаемые моментальные снимки или моментальные снимки ядерного магнитного резонанса с многочисленных глубин исследования (МГИ), показывающие изменения в геологическом пласте. Способ может также включать в себя выявление различия между различными данными, регистрируемыми в разные моменты времени или с различных глубин исследования (ГИ), и идентификацию множества флюидов в геологическом пласте, в том числе флюидов, объединенных сигнатурой водородного индекса (ВИ) и поляризационного фактора, на основании собранных данных ядерного магнитного резонанса, и способ может включать в себя способы псевдо- и истинного нормирования и методы статистического анализа с использованием многомерных гистограмм (например, гистограмм распределений ядерного магнитного резонанса) или схем классификации на основе нейронных сетей (НС), или факторный анализ, или анализ главных компонентов (АГК) для идентификации сигнатур замещения взаимных составляющих, и это может включать в себя определение на месте работ граничных значений распределения ядерного магнитного резонанса. Способ может также включать в себя определение соответствующих кажущихся, истинных и эффективных связанных сигнатур ядерного магнитного резонанса для идентифицированных флюидов на основании данных ядерного магнитного резонанса, периодически собираемых или получаемых с многочисленных глубин исследования, например распределений Т₂, и использование способов подбора эмпирической кривой (связанных или не связанных ограничениями), или факторного анализа или анализа главных компонентов (связанного или не связанного ограничениями), или вычисление пересечения двух или большего количества линий, присоединенных к одной и той же точке в двух- или многомерном пространстве, определение кажущихся объемов для идентифицированных флюидов на основании сигнатур Т₂ и использование связанных данных ядерного магнитного резонанса или соответствующих исходных эхо-сигналов, определение скорректированных кажущихся объемов для идентифицированных флюидов на основании кажущихся объемов и использование ковариации кажущихся объемов, и определение истинных объемов для идентифицированных флюидов на основании скорректированных кажущихся объемов и водородных индексов (ВИ) и поляризационных факторов идентифицированных флюидов. Способ может также включать в себя идентификацию пространства пористости по данным ядерного магнитного резонанса, которое может быть представлено набором факторов, которое также может быть представлено в виде распределения с таким же количеством компонентов, как в рассматриваемых распределениях Т₂ ядерного магнитного резонанса, основанных на собранных данных ядерного магнитного резонанса и на по меньшей мере одной из сигнатур Т₂ идентифицированных несмачивающих флюидов или эффективных сигнатур Т₂ смачивающих флюидов (например, групповых сигнатур), определение не зависящей от моментальных снимков кажущейся пористости по данным ядерного магнитного резонанса (не зависящей от вида флюида) на основании идентифицированного порового пространства ядерного магнитного резонанса и собранных данных ядерного магнитного резонанса, сбор скважинных каротажных данных, показывающих минералогию геологического пласта (таких как данные спектроскопии захвата тепловых нейтронов или данные каротажа по буровому раствору), и определение не зависящей от моментальных снимков истинной пористости по данным ядерного магнитного резонанса, скорректированной за влияние минералогии основной массы породы, на основании вычисленной, не зависящей от моментальных снимков кажущейся пористости по данным ядерного магнитного резонанса.

Кроме того, предложены связанные скважинная каротажная система и нетранзиторный считываемый компьютером носитель. Используемое в этой заявке выражение «данные ядерного магнитного резонанса», применяемое во всем этом изложении, представлено в общем виде для согласования с объемом возможных последовательных действий при ядерном магнитном резонансе. Кроме того, современные данные ядерного магнитного резонанса, получаемые с использованием последовательностей КПМГ (последовательностей Карра-Парселла-Мейбума-Гилла) обычно включают в себя исходные эхо-сигналы, которые затем могут быть преобразованы в оконные суммы, которые при соответствующих обстоятельствах в свою очередь затем могут быть преобразованы в одномерные распределения во времени продольной релаксации (так называемые распределения Т₁), или одномерные распределения во времени поперечной релаксации (так называемые распределения Т₂), или одномерные распределения постоянной диффузии, или многомерные сочетания их (в этом случае выражение «распределение» может быть заменено выражением «карта»), которые в свою очередь могут быть использованы для вычисления бинов пористости по данным ядерного магнитного резонанса. Они линейно связаны друг с другом и поэтому должно быть понятно, что выражение «данные ядерного магнитного резонанса» охватывает, например, исходные эхо-сигналы, оконные суммы, распределения или карты и бины пористости.

На фиг. 1 показана система 40 на месте расположения скважины, в которой могут быть реализованы различные варианты осуществления. В показанном примере место расположения скважины представляет собой место на суше, но способы, описанные в этой заявке, можно также использовать при нахождении места расположения скважины в море, на болоте или шельфе. Например, в этой приведенной для примера системе ствол 41 скважины образован в подземном или геологическом пласте 42 вращательным бурением. Как будет описано ниже, в некоторых вариантах осуществления также может использоваться направленное бурение.

Бурильная колонна 43 подвешена в стволе 41 скважины и имеет компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 44, которая для примера включает в себя буровое долото 45 на нижнем конце. Кроме того, для примера система 40 включает в себя платформу и узел 46 буровой вышки, расположенные над стволом 41 скважины. Для примера узел 46 включает в себя роторный стол 47, ведущую трубу 48, буровой крюк 50 и вертлюг 51. Бурильная колонна 43 может вращаться с помощью роторного стола 47, который находится в зацеплении с ведущей трубой 48 на верхнем конце бурильной колонны. Для примера бурильная колонна 43 подвешена на буровом крюке 50, который прикреплен к талевому блоку (непоказанному) через ведущую трубу 48 и вертлюг 51, что позволяет бурильной колонне вращаться относительно бурового крюка. Например, систему верхнего привода (непоказанную) также можно использовать для вращения и осевого перемещения бурильной колонны 43.

В представленном примере система 40 может также включать в себя промывочную жидкость или буровой раствор 52, сохраняемый в колодце 53, образованном для этого на месте расположения скважины (или в резервуаре). Насос 54 подает буровой раствор 52 во внутреннее пространство бурильной колонны 43 через отверстие в вертлюге 51, заставляя буровой раствор протекать вниз по бурильной колонне, как показано направленной стрелкой 55. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 43 через отверстия или сопла (непоказанные) в буровом долоте 45, а затем направляется вверх через кольцевое пространство (межтрубное пространство) между внешней поверхностью бурильной колонны и стенкой ствола скважины, как показано направленными стрелками 56. Буровой раствор смазывает буровое долото 45 и переносит обломки выбуренной породы на поверхность, где он очищается и возвращается в колодец 53 для повторного использования.

Согласно показанному варианту осуществления компоновка 44 низа бурильной колонны может включать в себя модуль 57 каротажа во время бурения (КВБ), модуль 58 измерений в процессе бурения (ИПБ), систему направленного бурения с регулируемым вращением или двигатель 60 и буровое долото 45.

Модуль 57 каротажа во время бурения может быть помещен в утяжеленную бурильную трубу специального типа, известную в данной области техники, и может включать скважинные каротажные приборы одного или нескольких видов. Кроме того, должно быть понятно, что необязательные модули 61 каротажа во время бурения и/или измерений в процессе бурения также могут использоваться в некоторых вариантах осуществления. (Повсюду при ссылке на модуль при позиции 57 также может иметься в виду модуль при позиции 61). Модуль 57 каротажа в процессе бурения может обладать функциональными возможностями измерения, обработки и сохранения информации, а также обмена информацией с наземным оборудованием, например, с блоком 62 регистрации каротажных данных и управления, который может включать в себя компьютер и/или другие процессоры для декодирования информации, передаваемой с модулей 57, 58 каротажа во время бурения и измерений в процессе бурения, а также регистрации и вычисления параметров на основании информации. Информация, представляемая с модулей 57, 58 каротажа во время бурения и измерений в процессе бурения, может передаваться к процессору 34 (который может находиться вне буровой площадки или в некоторых вариантах осуществления может находиться на буровой площадке как часть блока 62 регистрации каротажных данных и управления и т.д.) для определения информации об объемных параметрах, относящейся к составляющим в геологическом пласте 42, что будет дополнительно описано ниже.

В представленном варианте осуществления модуль 57 каротажа во время бурения может включать в себя электромагнитные или ядерные, или акустические устройства, и устройство измерения ядерного магнитного резонанса (ЯМР), подобное по конфигурации прибору, продаваемому под торговым знаком proVISION™ или MR Scanner™, которые являются торговыми знаками Schlumberger Technology Corporation, Шугар-Ленд, Техас, США. Сигналы могут передаваться из бурильной колонны 43 к блоку 62 регистрации каротажных данных и управления с использованием преобразователя 63 давления по проводной или беспроводной линии связи к блоку регистрации каротажных данных и управления, или может быть система передачи сигналов любого другого вида, известная в данной области техники, применимая для передачи сигналов от прибора, расположенного в буровой скважине, к наземному блоку, например система передачи по встроенному в бурильную трубу проводу (БТП). См., например, патент США №6866306 (Boyle et al.), который полностью включен в эту заявку путем ссылки.

Модуль 58 измерений в процессе бурения также может быть помещен в утяжеленную бурильную трубу специального типа, известную в данной области техники, и может включать в себя одно или несколько устройств для выполнения измерений характеристик условий бурения и параметров, таких как измерения механики бурения, измерения динамики бурения и других скважинных условий. Прибор для измерений в процессе бурения может также включать в себя установку (непоказанную) выработки электрической энергии для скважинной системы. Она может включать в себя турбинный генератор, приводимый в движение потоком бурового раствора, при этом понятно, что можно использовать другие энергетические и/или батарейные системы. Модуль 58 измерений в процессе бурения может включать в себя одно или несколько измерительных устройств следующих видов: например, устройство измерения нагрузки на долото, устройство измерения крутящего момента, устройство измерения ударов и вибрации, устройство измерения давления и/или температуры, устройство измерения частоты вращения (числа оборотов в минуту), устройство измерения расхода бурового раствора и устройство измерения направления и/или наклона.

Пример прибора 57 для каротажа удельного сопротивления во время бурения, основанного на эффекте распространения, показан на фиг. 2. В показанном примере между верхней и нижней излучающими антеннами ТХ₁ и ТХ₂ имеются верхняя и нижняя приемные антенны RX₁ и RX₂. Антенны образованы в выемках модифицированной утяжеленной бурильной трубы и расположены на магнитных сердечниках или изолирующем материале. Фазовым сдвигом электромагнитной волны между приемниками дается показатель удельного сопротивления пласта при относительно небольшой глубине исследования (и называемого удельным сопротивлением по сдвигу фазы, УССФ), а затуханием электромагнитной волны между приемниками дается показатель удельного сопротивления пласта при относительно большой глубине исследования (и называемого удельным сопротивлением по затуханию, УСЗ). К патенту США №4899112 (Clark et al.), полностью включенному в эту заявку путем ссылки, можно обратиться для получения дополнительных подробностей относительно описанного выше примера измерительного прибора. Во время работы сигналы, представляющие затухание, и сигналы, представляющие фазу, подаются на процессор, выход которого может быть соединен с телеметрической схемой.

В некоторых других приборах для электромагнитного (ЭМ) каротажа используют одну или несколько наклонных или поперечных антенн вместе с осевыми антеннами или без них. Эти антенны могут быть излучателями или приемниками. Наклонная антенна представляет собой антенну, дипольный момент которой не является ни параллельным, ни перпендикулярным к продольной оси прибора. Поперечная антенна представляет собой антенну, дипольный момент которой перпендикулярен к продольной оси прибора, а осевая антенна представляет собой антенну, дипольный момент которой параллелен продольной оси прибора. Трехкоординатная антенна представляет собой антенну, в которой три антенны (то есть, антенные рамки) расположены взаимно ортогонально. Часто одна антенна (рамка) является осевой, а две другие являются поперечными. Говорят, что две антенны имеют равные углы, если их векторы дипольных моментов пересекают продольную ось прибора под одинаковыми углами. Например, две наклонные антенны имеют одинаковые углы наклона, если их векторы дипольных моментов, имеющие начала, концептуально прикрепленные к точке на продольной оси прибора, лежат на поверхности прямого кругового конуса, центрированного относительно продольной оси прибора и имеющего вершину в этой опорной точке. Поперечные антенны имеют равные углы 90°, и это справедливо независимо от их азимутальных ориентаций относительно прибора.

В этой заявке описаны система и способ для идентификации и по желанию калибровки по меньшей мере некоторых откликов (сигнатур) скважинного каротажного прибора на составляющие пласта на основании только измерений. Прежде чем пытаться идентифицировать сигнатуры (также называемые конечными точками) индивидуальных составляющих (также называемых конечными элементами), например флюидов и минералов, входящих в подземный пласт, можно попытаться идентифицировать картины, получающиеся в результате замещения взаимных составляющих (x-составляющих). Когда замещение происходит парами (то есть, когда одна составляющая I заменяет другую составляющую J), то при прочих равных условиях процедура эквивалентна сопоставлению одной составляющей по отношению к другой. Если один из откликов прибора на составляющую полностью охарактеризован, можно получать отклики прибора относительно другой составляющей.

Можно использовать консонантные измерения (то есть, истинно консонантные или по существу консонантные). Истинно консонантные измерения определяются как измерения с одинаковой глубиной исследования (ГИ) и следовательно, они в равной степени находятся под влиянием, например, проникновения фильтрата бурового раствора (проникновением фильтрата бурового раствора именуется перемещение и вторжение буровых растворов в поровые пространства пласта, при этом сетка такого порового пространства действует подобно фильтру, который пропускает твердые частицы, присутствующие в составах буровых растворов, и захватывает фильтрат, вытесняющий естественные пластовые флюиды). Измерения поперечного сечения захвата тепловых нейтронов (также называемого СИГМА), плотности по данным нейтронного гамма-каротажа (также называемой ПНГК) и пористости по данным каротажа по тепловым нейтронам (такого как ПКТН), получаемые с прибора EcoScope^ТМ от Schlumberger Technology Corporation, можно считать истинно консонантными измерениями. По существу консонантные измерения определяются как измерения при различных глубинах исследования и тем не менее в равной степени находятся под влиянием проникновения фильтрата бурового раствора благодаря, например, подстраивающим способам обработки, таким как способы коррекции за влияние проникновения, или же консонантные измерения могут быть результатом выполнения скважинных каротажных измерений в пласте одного вида несмотря на то, что фактические глубины исследования могут быть различными. Например, дело обстоит таким образом в случае, когда измерения находятся под очень слабым влиянием проникновения, а считывание всецело осуществляется в нетронутой зоне (зоне, не нарушенной проникновением фильтрата бурового раствора), или находятся под очень сильным влиянием проникновения, а считывание всецело осуществляется в зоне проникновения (зоне, испорченной проникновением фильтрата бурового раствора). Характеристики пласта, присутствующего на конкретной глубине, могут быть измерены, а наборы данных каротажных измерений собраны дважды или многократно в различные моменты времени или с различных глубин исследования (каждый так