DE68904229T2

DE68904229T2 - Verfahren zur auswertung des porendrucks beim bohren einer formation.

Info

Publication number: DE68904229T2
Application number: DE8989201080T
Authority: DE
Inventors: John Rasmus
Original assignee: Anadrill International SA
Current assignee: Anadrill International SA
Priority date: 1988-04-29
Filing date: 1989-04-25
Publication date: 1993-07-22
Anticipated expiration: 2009-04-26
Also published as: US4833914A; NO175069C; DE68904229D1; CA1313863C; NO891410D0; EP0339752B1; EP0339752A1; NO175069B; NO891410L

Description

Es ist wohlbekannt, daß beim Abteufen eines Bohrlochs es notwendig ist sicherzustellen, daß die in dem Ursprungsgestein oder der Formation gefundenen Fluide nicht die Möglichkeit haben, unkontrolliert in das Bohrloch zu strömen. In extremen Situationen, wo das Formationsfluid ein Gas ist, entweder in seinem gasförmigen oder in gelöstem Zustand, hat das Eindringen von Formationsgas in das Bohrloch den Effekt, die Bohrspülungssäule zu verdünnen, wodurch erheblich der Lochsohlendruck herabgesetzt wird, und die Einströmung von Formationsfluiden aus dem Gestein in das Bohrloch zunimmt. Wenn dieser Prozeß, der die Tendenz hat, sich selbst zu speisen, andauern kann, kann ein Ereignis eintreten, das man als "blowout" bezeichnet. Blowouts sind unerwünscht nicht nur wegen des Verlustes an wertvollem Formationsfluid, wie Kohlenwasserstofföl oder Gas, sondern wichtiger noch, das unkontrollierte Abströmen von Formationsfluiden an die Erdoberfläche ist eine Quelle der Umweltverschmutzung, und wenn die Fluide Kohlenwasserstoffe enthalten, besteht eine Wahrscheinlichkeit, daß sie entzündet werden und zu einem brennenden Bohrloch führen.
Als Ergebnis dieses Szenarios ist es üblich, das Bohrloch mit einer Bohrspülung abzuteufen, deren Dichte (Spülungsgewicht) gesteuert wird um sicherzustellen, daß nur eine geringe oder keine Wahrscheinlichkeit besteht, daß die Formationsfluide in das Bohrloch fließen können. Dies wird dadurch bewirkt, daß eine Bohrspülung verwendet wird, welche einen hydrostatischen Druck an der Bohrlochsohle erzeugt, der den Porendruck der Fluide in der Gesteinsformation übersteigt. Die katastrophalen Folgen eines blowouts bringen gewöhnlich die Bohrmannschaft dazu, konservativ zu sein und ein Bohrspülungsgewicht zu spezifizieren, das berechnet wird für die Garantie, daß der Bohrlochsohlenspülungsdruck um ein erhebliches Maß den erwarteten Formationsporendruck übersteigt. Leider war bisher keine Technik vorhanden für die verlässliche Bestimmung des Formationsporendrucks, während das Bohrloch abgeteuft wird. Demgemäß wird die Bohrmannschaft wahrscheinlich einen hohen Überdruck vorsehen (d.h. die Differenz zwischen dem Bohrlochsohlenspülungsdruck und dem Formationsporendruck), da jederzeit der Bohrkopf in eine unter Überdruck stehende Formation eindringen kann. Das Abteufen mit einem hohen überdruck kann nachteilig sein, indem es dahin tendiert, die "Härte" oder Formationsfestigkeit des Gesteins zu erhöhen, wodurch die Bohrrate herabgesetzt wird, und in extremen Fällen kann er die Bruchfestigkeit des Gesteins übersteigen und dadurch eine Formationsbeschädigung hervorrufen. Mit "Formationsfestigkeit" ist der Widerstand gegenüber der Einbringung des Bohrlochs gemeint, hervorgerufen durch die geologische Formation gegenüber dem Bohrkopf, während das Bohrloch abgeteuft wird.
Wenn Sedimente vergraben werden durch die Ablagerung von Materialien über ihnen, bewirkt der abwärts gerichtete Druck, der auf die vergrabenen Materialien von jenen über ihnen ausgeübt wird, eine Kompression der Sedimente, wodurch der Porenraum, der sich zwischen den Körnern des Sediments findet, verringert wird. Unter normalen Kompaktierungsbedingungen werden die in dem Porenraum enthaltenen Fluide aus den Sedimenten ausgetrieben und strömen durch benachbarte permeable Formationen. In dieser Situation wird das Gewicht der Überlast von der Matrix der Sedimente aufgenommen, und der Porendruck bestimmt sich nach dem hydrostatischen Druck der Fluide an der betreffenden Tiefe. Wenn die Fluide jedoch nicht aus den Sedimenten herausströmen können, die komprimiert werden, wird das Porenvolumen anstatt abzunehmen im wesentlichen gleich bleiben, und der Druck der Fluide in der Formation liefert eine Teilabstützung des abwärts gerichteten Drucks, ausgeübt von dem Übergewicht. Das Übergewicht wird dann sowohl durch die Gesteinsmatrix, als auch durch die eingeschlossenen unter Hochdruck stehenden Formationsfluide innerhalb des Porenraums abgestützt. Dies ist wahrscheinlich die Situation, wo lange Säulen von Ton- oder Schluffmergelsedimenten, die üblicherweise eine geringe Permeabilität haben, schnell vergraben werden, wodurch das Wasser keine Möglichkeit zum Entweichen hat.
Mit dieser Erläuterung ist verständlich, daß Fluiddrückeinformationen, welche jene übersteigen, die von ausschließlich Betrachtungen der Hydrostatik herrühren, in Beziehung stehen mit einer "Überschußporosität" im Vergleich mit jenen Formationen an gleicher Tiefe, die in einer Weise gebildet wurden, welche den Formationsfluiden das Entweichen gestattete, und die Formationsmatrix mit normaler Porenraumverringerung zu komprimieren erlaubte. Für die Zwecke dieser Anmeldung soll die Überschußporosität als überdruckporosität phiop oder φop bezeichnet werden, und der Fluiddruck in der Formation wird als Porendruck PP bezeichnet. Ebenso soll für die Zwecke dieser Anmeldung die zu erwartende Porosität aus nicht-exzeptionellen Formationen als "effektive Porosität" phief oder φef bezeichnet werden, und der Anteil des Porenraums, gefüllt mit Wasser, wird als "Wasserporosität" phiw oder φw bezeichnet.
Viele Anläufe sind in der Vergangenheit genommen worden zur Bestimmung des Porendrucks durch verschiedene Techniken, von denen die meisten auf dem Vergleich eines gemessenen Parameters mit einem erwarteten Trend in diesem Parameter beruhen, zuzuschreiben der zunehmenden Vergrabungstiefe und abnehmenden Porosität. Man betrachtet beispielsweise Trends in der Schallwellenlaufzeit (Delta t oder ΔT), von der normalerweise erwartet wird, daß sie einen abnehmenden Trend mit der Tiefe aufweist. Darüber hinaus ist es bekannt, daß Formationen mit größeren Porositätswerten tendenziell leichter abbohrbar sind oder geringere Formationsfestigkeit aufweisen, als Formationen mit kleineren Porositäten. Es wurden jedoch noch keine Anstrengungen unternommen, die Formationsporosität in eine "normale" oder effektive Porosität und eine "ungewöhnliche" oder Überschußporosität aufzuteilen, aus welcher ein Wert des Formationsporendrucks bestimmt werden kann, um Überdruckbedingungen zu erkennen.
Der Artikel "Normalized penetration rate predicts formation pressures" (Oil & Gas Journal, Band 78 (1980) Aug., Nr. 32, Tulsa, Oklahoma, USA) schlägt ein Verfahren vor für die Bestimmung von Änderungen des Formationsdrucks durch überwachen von normalisierten Eindringraten. In dieser Veröffentlichung wird angenommen, daß der Differenzdruck die einzige nicht-normalisierte Variable ist, und daß dann, wenn die äquivalente zirkulierende Dichte als relativ konstant über kurze Intervalle des Bohrlochs betrachtet wird, eine Änderung in der Eindringrate als direkt auf Änderungen des Formationsdrucks beruhend angesehen werden kann.
Es wurde festgestellt, daß eine Indikation von Überdruckporosität abgeleitet werden kann und dann ausgenutzt werden kann zum Bestimmen des Formationsporendrucks, was hilfreich ist bei der Bereitstellung eines empfohlenen Bohrspülungsgewichtes für optimales Abteufen. Die Überdruckporosität kann selbst berechnet werden aus einer Bestimmung der Formationsfestigkeit, die ausgeführt wird, während das Bohrloch abgeteuft wird in Kombination mit anderen MWD Parametern (MWD = measuring while drilling = Messung beim Abteufen).
Es wird deshalb vorgeschlagen, diese Erkenntnis in einem Verfahren für die Untersuchung der Eigenschaften untertägiger Formationen auszunutzen, die von einem Bohrloch durchteuft werden, während das Bohrloch abgeteuft wird. Das Verfahren umfaßt die Ableitung von Signalen, die indikativ sind für Formationseigenschaften, entweder aus übertägigen oder untertägigen Messungen, die während des Abteufens erfolgen. Beispiele für Formationseigenschaften, die während des Abteufens meßbar sind, umfassen die Formationsfestigkeit, die natürliche Formationsgammastrahlung, den spezifischen Widerstand der Formation, die Formationsporosität, bestimmt mittels einer Neutronenporositätssonde, die Formationsdichte, bestimmt mittels einer Gammadichtesonde, und möglicherweise die Schallaufzeit in der Formation, gemessen mittels einer akustischen Logsonde.
Für jede der signalliefernden Sonden wird eine Sondenansprechgleichung formuliert, um das gemessene Signal in Thermen der volumentrischen Komponenten auszudrücken, einschließlich einer Überdruckporosität, wo dies angemessen ist. Diese Sondenansprechgleichungen in Kombination mit einer Gleichung, die festhält, daß die Volumina aller Komponenten der Formation sich zu eins aufaddieren, werden gleichzeitig gelöst durch eine Inkohärenzminimiertechnik zum Gewinnen einer volumentrischen Analyse der Formation. Die volumentrische Anlayse liefert unter anderem eine Exzessporosität oder ein Porenvolumen, das dem Überdruck in Schiefer zuzuschreiben ist. In Abhängigkeit von der Bestimmung der Überdruckporosität werden die Formationsporendrücke und die idealen Bohrspülungsgewichte bestimmt und der Abteufprozess optimiert.
Da die Differenz zwischen dem Bohrspülungsdruck und dem Porendruck einen Einfluß auf die Formationsfestigkeit hat, wird die Formationsfestigkeitssonden-Ansprechgleichung unter Berücksichtigung auch dieser Effekte geschrieben.
Figur 1 ist eine Darstellung eines MWD-Gerätes in einem Bohrstrang mit einem Bohrbit beim Abteufen eines Bohrlochs.
Figur 2 ist ein Blockdiagramm der Interpretationsfunktionen, ausgeführt an den Bohrparametern, die mittels des Geräts nach Figur 1 erzeugt werden.
Figur 3 ist ein Diagramm der Gammastrahlungszählrate (GR) über den spezifischen Widerstandsdaten der Formation, abgeleitet mittels untertägigen MWD-Sonden.
Figur 4 ist ein Diagramm der Formationsfestigkeit über der Gammastrahlungszählrate (GR), abgeleitet von untertägigen MWD-Sonden.
Figur 5 ist ein Diagramm der Formationsschüttdichte (RHOB) über den Neutronenporositätsdaten (NPHI), abgeleitet mittels untertägiger MWD-Sonden.
Figur 6 ist ein Beispiel einer volumetrischen Analyseaufzeichnung in einem Schiefergestein und einer schiefrigen Sandzone, erzeugt unter Verwendung der Prinzipien der vorliegenden Erfindung, und zeigt das Spülungsgewicht im Vergleich mit dem berechneten Porendruck, ausgedrückt in Spülungsgewichtseinheiten.
In Figur 1 ist ein Bohrstrang 10 in einem Bohrloch 11 hängend dargestellt, mit einem typischen Bohrbit 12 an seinem unteren Ende angebracht. Unmittelbar über dem Bit 12 befindet sich ein Sensorgerät 13 für die Erfassung der untertägigen Last auf dem Bit (WOB) und des untertägigen Drehmoments (DT), aufgebaut gemäß der in US Patent 4,359,898 von Tanguy u.a. beschriebenen Erfindung. Der Ausgang des Sensors 13 wird einer Senderbaugruppe 15 zugeführt, beispielsweise der Bauart, wie sie in US Patent 3,309,656 von Godbey gezeigt und beschrieben ist. Der Sender 15 ist positioniert und angebracht innerhalb eines speziellen Bohrkragenabschnitts und dient dazu, in der Bohrspülung, die nach unten innerhalb des Bohrstrangs 10 zirkuliert wird, ein akustisches Signal zu erzeugen, das entsprechend erfaßten Daten modulliert wird. Das Signal wird übertage durch ein Empfängersystem 14 erfaßt und durch ein Verarbeitungsmittel 17 verarbeitet, um aufzeichenbare Daten zu gewinnen, die repräsentativ sind für die untertägigen Messungen. 0bwohl ein akustisches Datenübertragungssystem hier erwähnt wird, können natürlich andere Typen von Fernmeßsystemen eingesetzt werden unter der Voraussetzung, daß sie in der Lage sind, ein erkennbares Signal von Untertage nach Übertage während der Abteufoperation zu übertragen.
Der Bohrkragen kann auch einen Abschnitt 16 umfassen, der untertägige Sensoren trägt, wie jene, die brauchbar sind bei der Bestimmung der natürlichen Formationsgammaradioaktivität GR und des spezifischen Formationswiderstandes RES. Zusätzlich kann der Sondenabschnitt 16 andere Formationsuntersuchungssensoren für die Untersuchung von Formationseigenschaften enthalten, wie die Porosität und die Dichte, abgeleitet von einer Neutronen- bzw. Gammastrahlungssonde, und möglicherweise eine akustische Sonde zum Gewinnen einer Indikation der Schallaufzeit. Jede dieser zusätzlichen Sonden in Abschnitt 16 kann ebenfalls an die Fernmeßapparatur des Abschnitts 15 angekoppelt sein, damit Signale, die indikativ sind für die gemessenen Formationseigenschaften, zu der Erdoberfläche durch Fernmessung übertragen werden können.
In Figur 2 ist eine detaillierte Darstellung einer bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfinderung wiedergegeben. Figur 2 illustriert die Verarbeitungsfunktionen, die ausgeführt werden innerhalb des übertägigen Verarbeitungsmittels 17. Der Prozessor 17 ist ein in geeigneter Weise programmierter Allzweck-Digitalrechner. Die Funktionen, ausgeführt durch die Software-Programmierung des Prozessors 17 sind generell angegeben in Funktionsblöcken bei 18, 19, 20 und 21. Im einzelnen repräsentiert der Funktionsblock 18 jenen Abschnitt der Software des Prozessors 17, der als Eingänge TOR und WOB (untertägig) erhält und einen Ausgang der Formationsfestigkeit (FS) liefert. In ähnlicher Weise empfängt der Block 19 FS, GR, RES, Nφ, B und ΔT als Eingänge, und erzeugt Vd, φef, Vm&sub1;, φop, φw, Vm&sub2; als Ausgänge; Block 20 empfängt φop als einen Eingang und erzeugt den Porendruck (pp) als einen Ausgang, während der Block 21 den Porendruck (PP) als einen Eingang empfängt und das Spülungsgewicht Mwt als seinen Ausgang erzeugt. Die Prozeduren von jedem dieser Blöcke werden unten in größeren Einzelheiten beschrieben. Die untertägige Last auf dem Bit (WOB) und die untertägigen Drehmomentsignale (DT), abgeleitet in Realzeit, Vorortmessungen mittels der MWD- Sondensensoren 13, werden dem Prozessor 17 zugeführt. Außerdem werden dem Prozessor 17 (nicht dargestellt) Übertage bestimmte Werte der Drehzahl (RPM), des Bitdurchmessers (R) und der Eindringrate (ROP) zugeführt. Der Prozessor 17 spricht auf diese Eingangssignale in einer Weise an, die im wesentlichen beschrieben ist in den gemeinsam zedierten US Patenten 4,627,276 und 4,685,329, und wie bei 18 dargestellt, wird eine lndikation der Formationsfestigkeit erzeugt, welche eine Funktion der untertägigen Last auf dem Bit ist, dividiert durch das Produkt aus Bitdurchmesser im Quadrat und der dimensionslosen Penetrationsrate. Die dimensionslose Penetrationsrate ihrerseits ist die Penetrationsrate des Bohrbits, dividiert durch das Produkt der Rate der Drehzahl des Bits und des Durchmessers des Bits.
Insoweit als die aus Drehmoment, Bitlast und Penetrationsrate bestimmte Formationsfestigkeit empfindlich gegenüber Bitverschleißeffekten ist, wird in der bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung der Formationsfestigkeitswert hinsichtlich Bitverschleiß oder Bitwirkungsgrad (Ed) korrigiert. Dies erfolgt durch Bildung des Produkts der obigen abgeleiteten Formationsfestigkeit und des Bitwirkungsgrades (ebenfalls in der oben in Bezug genommenen US Patentschrift 4,627,276 gelehrt) zum Ableiten einer fndikation der korrigierten Formationsfestigkeit. Diese Konzepte werden weiter erörtert in der Ausgabe Februar 1986 des "The 0il and Gas Journal" unter dem Titel "MWD Interpretation Tracks Bit Wear". Zur Vereinfachung wird die hinsichtlich des Bitwirkungsgrades korrigierte Formationsfestigkeit im folgenden und in den Zeichnungen einfach als Formationsfestigkeit (FS) bezeichnet.
Wie in Figur 2 dargestellt, können dem Prozessor 17 zusätzliche Indikationen der natürlichen Radioaktivität (GR) und des spezifischen Formationswiderstandes (RES) wie auch alle anderen zur Verfügung stehenden Parameter, wie die Neutronenporosität (NPHI oder Nφ), die Gammadichte (RH0B oder B) und/oder die akustische Laufzeit (Delta T oder ΔT) zugeführt werden. Der Prozessor kombiniert dann bei 19 zumindest FS, GR und RES zum Erzeugen einer volumetrischen Analyse des Mineralvolumens und des Porenvolumens, vorhanden in einer Schiefersandumgebung.
Zwar gibt es viele Wege, um eine volumetrische Anlayse aus den Eingangsparametern einschließlich FS, GR und RES zu gewinnen, ist die bevorzugte Technik in dieser Beschreibung ähnlich jener, die in US Patent 4,338,664 erläutert ist, welches die beste Lösung für eine Mehrzahl von Sondenansprechgleichungen mit den Sondenmessungen als Eingangsgrößen findet. In der Erdölkabelmeßtechnik ist eine volumetrische Analyse gemäß den Lehren dieses Patents bekanntgeworden als RIG (Reservoir Interpretation durch GLOBAL) oder DWRIG (Dual-Wasser-Reservoir Interpretation durch GL0BAL) und wird häufig kurz als "GLOBAL" bezeichnet. Wie in Patent 4,338,664 beschrieben, ist eine Sondenansprechgleichung eine Gleichung, die funktionell eine einzige Sondenmessung über Ansprechparameter mit einem gewählten Satz von Unbekannten in Beziehung setzt. Um die "GLOBAL"-Technik zu praktizieren, muß man zumindest ebensoviele Gleichungen wie Unbekannte in den Gleichungen haben, um eine einzige Lösung zu finden. Diesbezüglich wird eine Ansprechgleichung für jede der Eingangsmessungen vorgesehen. Wenn zusätzlich die gesuchten Unbekannten formationsvolumetrische Komponenten sind, kann auch eine zusätzliche Gleichung, nämlich die volumetrische Identitätsgleichung, eingesetzt werden, die erfordert, daß die Summe aller unbekannten Volumina gleich 1 sei.
Das Finden der besten Lösung für mehrere Sondenansprechgleichungen, wie dies bei "Global" ausgeführt wird, erfordert, daß der Ansprechgleichungslöser eine Inkohärenzfunktion minimiert, die gegeben ist zu:
worin
Ia,x die Inkohärenzfunktion ist;
ai die Messung ist, aufgezeichnet von Sonde Nummer i;
fi(x) die Sondenansprechgleichung der i-ten Sonde ist (geschrieben als Funktion von x);
x der Lösungsvektor ist;
i die Ungenauigkeit der Sondenmessung ist;
gk(x) eine Beschränkungsgleichungszahl k ist (geschrieben als Funktion von x); und
τk die Ungenauigkeit der Beschränkungsgleichung ist.
Wie erwähnt, ist ein Erfordernis dieser Technik, daß zumindest ebensoviele Bekannte (Meßwerte und Beschränkungen) vorliegen müssen wie Unbekannte (Volumina, nach denen aufgelöst werden muß). In dem Abteufkontext können vier Eingänge zur Verfügung stehen: RES (spezifischer Widerstand), GR (Gammastrahlung), FS (Formationsfestigkeit) und die bekannte Tatsache, daß die Volumina, nach denen aufzulösen ist, sich zu eins aufaddieren müssen. Demgemäß können vier Unbekannte bei jeder Tiefe bestimmt werden, wenn diese Messungen vorliegen. In der bevorzugten Ausführungsform sind in einer schieferigen Formation die vier Unbekannten, nach denen gesucht wird, das Tonvolumen, das Volumen eines nicht-tonigen Minerals (beispielsweise Sand), die effektive Porosität und die Überdruckporosität. In einer sandigen Formation sind die vier Unbekannten, nach denen gesucht wird, das Tonvolumen, das Sandvolumen, die effektive Porosität und die wassergefüllte Porosität.
Das System kann außerdem die zusätzlichen Messungen von RHOB (Schüttdichte), NPHI (Neutronenporosität), ΔT (akustische Kompressionslaufzeit) und ILD (spezifischer Tiefeninduktionswiderstand) eingesetzt werden, wenn sie aus der Formationsuntersuchung während des Abteufens (FEWD) oder durch Kabellogs bekanntgeworden sind. Wenn diese zusätzlichen Logs zur Verfügung stehen, können sieben Unbekannte bestimmt werden, doch wegen der Tendenz für Redundanzzwischenmessungen (beispielsweise RHOB, NPHI, ΔT und FS sind sämtlich feste Funktionen der Porosität) hat es sich als günstigst erwiesen, die maximale Anzahl der Unbekannten auf sechs zu beschränken. Sie sind:
Vcl = Volumen von feuchtem Ton
Vm1 = Volumen von Mineral 1 (üblicherweise Quarz)
Vm2 = Volumen von Mineral 2 (Kalzit oder Dolomit oder Anhydrit usw.)
φe = phie = Volumen der effektiven Porosität
φw = phiw = Volumen von Wasser in der effektiven Porosität
φop = phiop = Volumen der effektiven Porosität infolge Überdruck in Schiefern.
Alle Sondenansprechgleichungen werden (siehe unten) geschrieben als Funktionen der unbekannten Volumina. Das Programm hat demgemäß die Fähigkeit, theoretische Logs zu berechnen, basierend auf den Lösungsvolumina und den Gleichungskoeffizienten, die dem Prozessor 19 durch den Loginterpretierer zugeführt werden müssen. Die Gleichungskoeffizienten sind einfach das Sondenansprechen auf ein bekanntes Mineralvolumen, wenn nur dieses Mineral vorhanden ist. Demgemäß können ausgewählte Koeffizienten, die in den Ansprechgleichungen unten auftreten, wie GRcl, GRml, Rcl, Rwe FSml, Vclzero und Phiezero extrapoliert werden aus Daten, die man gewonnen hat aus Sektionen des Bohrlochs, wo ein einzelnes Mineral überwiegt (wie beispielsweise Ton oder Sandstein). Figuren 3, 4 und 5 sind Bohrlochdatenaufzeichnungen, die illustrativ sind für die Techniken der Bestimmung solcher Gleichungskoeffizienten.
Die Volumina, die den Satz von Sondenansprechgleichungen erfüllen, und die volumetrische Einheitsgleichung als eine Gruppe (die Minimierung entspricht der Methode der kleinsten Quadrate) kann oder kann auch nicht die beste Lösung für eine bestimmte einzelne Sondenansprechgleichung sein. Wenn die Volumina die einzelnen Sondenansprechgleichungen befriedigen, sind die Gleichungen und die zugeführten Koeffizienten gut gewählt worden, und die (rekonstruierten) Logs, abgeleitet durch den Prozess, werden den (gemessenen) Eingangslogs überlagert. Wenn die Passung gut ist, ist auch die Inkohärenz klein. Diese beiden Beobachtungen sind brauchbar für die Bestimmung der Qualität der berechneten volumetrischen Ergebnisse.
Wie in Patent 4,338,664 beschrieben, ermöglicht diese Technik die Unbekannten zu finden, indem man Gebrauch macht von allen zur Verfügung stehenden Logs. Die Ansprechgleichung für die Gammastrahlenmessung (Eingabe in entweder CPS (Zählungen pro Sekunde) oder API-Einheiten) ist die folgende:
GR = VclGRcl + VmlGRml + Vm2GRm2 (2)
worin
GR die Gammastrahlenmessung ist
Vcl das Volumen an Ton in der Formation ist
Vm1 das Volumen eines ersten Minerals (Quarz) in der Formation ist
Vm2 das Volumen eines zweiten Minerals (beispielsweise Kalzit oder Dolomit) in der Formation ist
und GRcl, GRm1 und GRm2 die Gleichungskoeffizienten sind, die repräsentativ sind für das Ansprechen der Gammastrahlensonde für jedes entsprechende Mineral, wenn keines der anderen Mineralien vorliegt.
Die Ansprechgleichung für die Messung des spezifischen Widerstandes (RES) wird reziprok gemacht in Leitfähigkeit, da der Einfluß von nassem Ton (trockenem Ton + gebundenem Wasser) und des Wassers in der effektiven Porosität (freiem Wasser) angenommen wird als parallel zur Messung beizutragen. Dies ermöglicht, ihre einzelnen Beiträge zur Leitfähigkeit einfach in der folgenden Weise zu addieren:
worin
CSN = Kehrwert der Messung des spezifischen Widerstandes (RES),
Rcl = spezifischer Widerstand von reinem Ton
Rw = spezifischer Widerstand von freiem Wasser
Rw op = spezifischer Widerstand von Wasser, enthalten in der Überdruckporosität
Sw = Wassersättigung in der effektiven Porosität, und
a = eine Formationsfaktorkonstante - gewöhnlich mit 1.0 gewählt.
Wenn bestimmt wurde, daß die Messungen Überdruckschiefer untersuchen, werden nur der erste und der dritte Term verwendet. Dies ist äquivalent zu der Annahme, daß Schiefer keine Kohlenwasserstoffe oder effektive Porosität aufweisen wird, und daß nur Beiträge zur Leitfähigkeit durch den nassen Ton und die durch Überdruck erzeugte Porosität erfolgen.
Wenn das Programm bestimmt, daß seine Messungen poröse nichtschieferige Formationen untersuchen, werden nur der erste und der zweite Term verwendet. Die effektive Porosität, berechnet von dem Programm, ist dann definiert als jene Porosität, die freies oder bewegliches Wasser in einer Sandumgebung enthält. Die Sande werden als unter demselben Druck stehend angenommen, wie die Schiefer unmittelbar über ihnen. Die effektive Porosität in diesem Kontext ist nicht unterscheidbar von der Überdruckporosität, so daß keine Abschätzung des Druckes in porösen Formationen erhältlich ist.
Die Formationsfestigkeit kann aus einer Anzahl von Parametern bestimmt werden, von denen einige Messungen sind, die von einer MWD- Sonde während des Abteufprozesses durchgeführt wurden, wie folgt:
worin
WOB = Bitlast (KLBS)
RPM = Umdrehungen pro Minute
A = eine Bemessungskomponente des Bitmoments, abgeleitet von einer Aufzeichnung von dimensionslosem Drehmoment/dimensionsloser Eindringrate
Ed = Wirkungsgrad des Bits, basierend auf Zahnverschleiß und WOB
ROP = Penetrationsrate (Fuß pro Stunde), und
BDIAM = Bitdurchmesser in Zoll.
Die Formationsfestigkeitsansprechgleichung ist wie folgt:
worin
FSma = Formationsfestigkeit von nicht-tonigem Mineral,
Vclzero = extrapoliertes Volumen von Ton, wenn FSmeas gleich Null ist,
φezero = phiezero = extrapolierte Porosität, worin die FSmeas gleich Null.
Diese Gleichung bedeutet, daß sowohl die Porosität als auch Ton die Formationsfestigkeit des Gesteins herabsetzen. Selbst wenn eine Sandsteinformation weniger Ton als die Schiefer enthält, ist demgemäß das Abteufen leichter wegen des größeren Einflusses der Porosität auf die Formationsfestigkeit.
Wenn durch das Programm bestimmt ist, daß die Messungen unter Überdruck stehenden Schiefer untersuchen, werden im Block 19 nur der erste, zweite und vierte Term verwendet. Wenn andererseits bestimmt wurde, daß die Messungen eine poröse nicht-schieferige Formation untersuchen, dann werden der erste, zweite und dritte Term verwendet, und jegliche Zunahme in Porosität infolge Überdruck wird in die effektive Porosität eingeschlossen. Es ist darauf hinzuweisen, daß wassergefüllte Porosität in der FS-Ansprechgleichung nicht erscheint.
In der obigen Formationsfestigkeitsansprechgleichung wurde der Einfluß der Differenz zwischen dem hydrostatischen Spülungsdruck an der Bohrlochsohle und dem Formationsporendruck auf die Formationsfestigkeit nicht eingeschlossen. Diese Druckdifferenz hat jedoch einen Einfluß auf die Formationsfestigkeit und sollte daher Berücksichtigung finden. Darüber hinaus wurde gefunden, daß das Bohrspülungsgewicht einen Einfluß auf die Formationsfestigkeit hat, so daß auch das Bohrspülungsgewicht Berücksichtigung finden muß. Um eine Indikation der Formationsfestigkeit zu erhalten, die unabhängig ist von der Druckdifferenz und den Bohrspülungsgewichtseinflüssen für die Anwendung in der Formationsfestigkeitssondenansprechgleichung wird die folgende Gleichung verwendet (welche die gemessene Formationsfestigkeit in eine nominale Formationsfestigkeit für eine Bohrspülung von 9 Brit. Pfund pro Gallone (1,1 kg/l) und 0 Druckdifferenz konvertiert:
worin
FS = Formationsfestigkeit, gemessen durch die MWD-Sonde,
FS9ppg, o p = scheinbare Formationsfestigkeit bei Spülung mit 9 Brit. Pfund pro Gallone und Differenzdruck 0,
Pmud - Pwpor = Differenzdruck, und
MWT = das tatsächliche Spülungsgewicht (lbs/gal).
Zusätzlich zu den obigen Ansprechgleichungen wird die volumetrische Identitätsgleichung verwendet, die erfordert, daß die Summen der Volumina der verschiedenen Formationskomponenten gleich eins sein müssen, und sie lautet:
1,0=Vcl+Vm1+Vm2+φe+φop (7)
Es ist offensichtlich, daß Vm1 und Vm2 als eine einzige Variable behandelt werden können, wenn nur drei Ansprechgleichungen vorliegen, jedoch als separate Variablen auftreten können, wenn mehr als drei Ansprechgleichungen vorhanden sind.
Wie früher erwähnt, können auch die traditionellen Kabelmessungen von RHOB, NPHI und Δ T ausgenutzt werden mit ihren entsprechenden Sondenansprechgleichungen, bei denen es sich um vereinfachte Versionen der GLOBAL Gleichungen handeln kann, die in US Patent 4,338,664
offenbart sind. Beispielsweise kann die folgende Neutronenporositätsansprechgleichung verwendet werden, wo die Neutronenporositätslogs entweder von MWD oder Kabeluntersuchungen erhältlich sind:
NPHI = PNmf Phimf + PNclVcl +PNmlVml + PNhyPhihy (8)
worin
PNmf, PNcl, PNm1 und PNhy Paramter sind, bestimmt, den Messungen gleich zu sein, die man erwartet von einer Neutronenporositätssonde, die vollständig umschlossen ist von Bohrspülungsfiltrat bzw. Ton bzw. einem ersten Mineral (beispielsweise Quarz) bzw. Kohlenwasserstoff,
Phimf = der Porenraum, besetzt durch Bohrfluidfiltrat, was gleich ist der Wassersättigung Sw mal der effektiven Porosität (phie) der Formation,
Phihy = der Porenraum, besetzt durch den Kohlenwasserstoff in der Formation, und gleich eins minus der Wassersättigung (Sw) mal der effektiven Porosität (Phie),
Vcl = das Volumen der Formation, bei dem es sich um ein Tonmineral handelt, und
Vm1 das Volumen der Formation, bei dem es sich um ein nicht-toniges Mineral (beispielsweise Quarz) handelt.
Auch kann die folgende Gammadichteansprechgleichung verwendet werden, wo ein Gammadichtelog zur Verfügung steht:
RHOB = RHOmfPhimf + RHOclVcl + RHOmlVml + RHOhyPhihy (9)
worin
RHOmf, RHOcl, RHOm1 und RHOhy Parameter sind, bestimmt, gleich zu sein den Messungen, die man von einer Gammadichtesonde erwarten kann, die vollständig umschlossen ist von Bohrspülungsfiltrat bzw. Ton bzw. einem nicht-tonigen Mineral bzw. Kohlenwasserstoff.
Die Addition dieser Messungen ermöglicht die Berechnung eines zusätzlichen Minerals Vm2 und verbessert die Stabilität der Berechnung, da sie mathematisch überbestimmt ist.
Wie im Patent 4,338,664 ausgeführt, kann die Berechnung der unbekannten Volumina verbessert werden, wenn zusätzliche Beschränkungen der Variablen vorgeschrieben werden. Beispielsweise ist bekannt, daß die Mineralvolumina (Ton und Quarz) und die Porosität zwischen zwei Grenzwerten, wie 0 und 1, liegen. Wenn diese Beschränkung verletzt wird, nimmt die Inkohärenz zu, was die Minimierung dazu veranlaßt, die einzelnen Volumina zurück in die Grenzen zu bringen. Eine Kontinuitätsbeschränkung, die wilde Fluktuationen in der Lösung von einem tiefen Bereich zu einem anderen unterbindet, kann ebenfalls angewandt werden, um weiter die berechneten Ergebnisse zu verbessern.
Nachdem die Serie von gleichzeitigen Ansprechgleichungen durch das Lösungssystem 19 des Prozessors 17 gemäß Figure 2 gelöst worden ist, werden die volumetrischen Ausgänge Vcl, Phef, Vm1 und Phiop erzeugt als Ausgänge und können aufgezeichnet werden als ein volumetrisches Analyselog, von dem ein Beispiel in Figur 6 wiedergegeben ist. Wie vorerwähnt, wird dann Phi op verwertet zum Ableiten eines Wertes des Porendrucks (PP) bei 20. Die folgende Beziehung hat sich als wirksam erwiesen im Golf von Mexiko für die Ableitung des Porendrucks aus Phiop:
worin
Phiop = Überdruckporosität aus Lösungssystem 19,
Phinor = die effektive Porosität eines Normaldruckschiefers,
γ unc = die Biot-Konstante für Überdruckschiefer,
γ nor = die Biot-Konstante für Normaldruckschiefer,
b = eine Konstante
γ effnor = der effektive Belastungsgradient, der von dem Loganalysten bereitzustellen ist in Übereinstimmung mit der lokalen Geologie,
P = PP = Druck des Porenwassers in Überdruckschiefer pw pore
w nor = normaler hydrostatischer Porendruck.
Es hat sich gezeigt, daß die folgenden Annahmen für die Geologien im Golf von Mexiko gemacht werden können:
Phinor = 0,10
α unc = 1,0
α nor = 1,0
b = 2,675*10&supmin;&sup5;
Eine Porendruckberechnung wird nicht von dem Programm ausgeführt im Funktionsblock 20 in Sandzonen, da die Porosität infolge Überdruck nicht unterscheidbar ist von der effektiven Porosität. In einem Sand jedoch liefert die volumetrische Analyse Volumina von Schiefer, Sand, effektiver Porosität und wassergefüllter Porosität. Wie bekannt, ist die Differenz zwischen der effektiven Porosität und der wassergefüllten Porosität die Kohlenwasserstoffsättigung, so daß die Technik eingesetzt werden kann, um kohlenwasserstofführende Schichten zu identifizieren. Wenn diese Identifikation erfolgt, kann die Bohrmannschaft den Bohrbetrieb unterbrechen, um eine weitere Prüfung der identifizierten Zone vorzunehmen, etwa durch Abziehen von Fluiden aus der kohlenwasserstofführenden Zone und Analyse der Drücke mittels eines RFT (repeat formation tester = Formationswiederholungsprüfer) oder mittels eines Bohrschafttests oder ein Seitenwandungskern kann aus der interessierenden Zone extrahiert werden.
Nachdem man den Porendruck erhalten hat aus der obigen Beziehung, ausgerechnet im Prozessor 17 mittels des durch Block 20 illustrierten Programms, kann dann Information vom Prozessor 17 verwendet werden, um den Abteufvorgang zu beeinflussen. Wo beispielsweise der Porendruck den Druck an der Sohle der Bohrung wegen der Bohrspülung in dem Bohrloch übersteigt, kann erwartet werden, daß Formationsfluide in das Bohrloch strömen, ein Ereignis, das vermieden werden sollte. Indem dies berücksichtigt wird, würde die Bohrmannschaft entsprechende Korrekturaktionen einleiten, wie Absperrungen in dem Bohrloch oder Erhöhen des Bohrspülungsgewichts. Bei richtiger Anwendung wird die Bohrmannschaft niemals zulassen, daß der Bohrspülungsdruck unter den Formationsporendruck fällt. Sie wird vielmehr eine Sicherheitsmarge vorsehen und das Spülungsgewicht so variieren, daß diese Marge eingehalten wird. Wenn die Bohrmannschaft in diesen Prozeß Vertrauen gewonnen hat, kann die Sicherheitsmarge verringert werden, um das Spülungsgewicht minimal zu halten, und dadurch den Sohlendruck im Bohrloch minimal zu halten, was die Wirkung hat, die Fähigkeit der Formation minimal zu halten, dem Abteufprozeß Widerstand zu leisten, wodurch die Penetrationsrate maximiert wird, und die Bohrung in geringster Zeit ohne Risiko von Blowout niedergebracht werden kann.
In einer bevorzugten Ausführungsform kann demgemäß der Prozessor 17 im Funktionsblock 21 auf die Porendruckindikation vom Funktionsblock 20 ansprechen und den berechneten Porendruck in ein äquivalentes Spülungsgewicht Mwt umsetzen durch Division des Porendrucks mit dem 0,052-fachen der wahren vertikalen Tiefe. Dies ergibt den Porendruck in Einheiten von Pfund pro Gallone. Der so ausdrückte Porendruck wird dann auf einem Log längs einer Aufzeichnungsspur des Spülungsgewichts aufgetragen, wie in Figur 6 dargestellt, so daß die Bohrmannschaft das tatsächliche Spülungsgewicht mit dem Porendruck, ausgedrückt als Spülungsgewicht, vergleichen kann, was es ihr ermöglicht, die Sicherheitsmarge abzuschätzen und aufrechtzuerhalten.
In Figur 6 ist eine typische graphische Aufzeichnung oder ein Log der erfindungsgemäß gewonnenen Information dargestellt. Bezugszeichen 22, das unten links in der Figur erscheint, zeigt generell jenen Abschnitt des Logs, der eine volumetrische Interpretation der Formation in 0 bis 100 Porositätseinheiten (PU) präsentiert. Enthalten innerhalb der volumetrischen Analyse sind eine Spur 23, die indikativ ist für den wassergefüllten Porenraum, eine Spur 24, die indikativ ist für den wirksamen Porenraum, eine Spur 27, die indikativ ist für die Überdruckporosität, eine Spur 25, indikativ für eine erste Mineralkomponente (in diesem Beispiel Schiefer), und ein verbleibender Bereich 26, der indikativ ist für ein zweites Mineral (in diesem Falle Quarz). Man wird verstehen, daß die Differenz zwischen der effektiven Porosität 24 und der wassergefüllten Porosität 23 normalerweise einem Kohlenwasserstoff zuzuordnen ist, wie Öl oder Gas.
In der Spur benachbart der volumetrischen Analyse erscheint ein Paar von Logs des spezifischen Widerstands mit Einheiten von 0hm- Metern: 28 repräsentiert die aktuellen Widerstandsmessungen und 29 den Wert des spezifischen Widerstandes, rekonstruiert gemäß der "Global" Inkohärenzminimieranalyse. Infolge der Natur der Analyse ist die Größe der Differenz zwischen den beiden Logs des spezifischen Widerstandes eine Anzeige bezüglich der Verläßlichkeit der Information. Geht man weiter nach rechts in Figur 6, so erscheint die Formationsfestigkeit (gemessen) 30 und die Formationsfestigkeit (rekonstruiert) 31 auf einer Skala von 0 bis 50 KPSI (10.000 hPa) und Gammastrahlung (gemessen) 32 sowie Gammastrahlung (rekonstruiert) 33 auf einer Skala von 0 bis 100 Zählungen pro Sekunde (CPS).
Schließlich erscheint in der Spur am weitesten rechts eine Aufzeichnung, die indikativ ist für das aktuelle Spülungsgewicht 34 in Pfund pro Gallone (lbs/gal = 4 kg/l), und eine Anzeige des empfohlenen Spülungsgewichts 35, benötigt zum Ausgleichen des Formationsporendruck/Bohrlochdruckungleichgewichts, hervorgerufen durch eine Überdruckformation. Bei einer Tiefe, die geringfügig unter 7300 Fuß (2.225 in) beginnt, kann man ein Ungleichgewicht erkennen entsprechend einer Überdruckporosität, was korrigiert werden kann durch Erhöhen des Spülungsgewichts im Bohrloch von etwa 13 lbs/gal (1,6 kg/l) auf etwa 14 lbs/gal (1,7 kg/l). Während 13 lbs/gal ein angemessenes Spülungsgewicht oberhalb dieser Zone wäre, wenn einmal eine solche Zone angetroffen wird, wäre es wünschenswert für die Bohrmannschaft, das Gewicht der Bohrspülung in dem Bohrloch auf mindestens 14 lbs/gal zu erhöhen um sicher zu sein, daß die Formationsfluide daran gehindert werden, in das Bohrloch zu strömen.

Claims

1. Ein Verfahren zum Bestimmen einer Eigenschaft einer unterirdischen Formation während des Abteufens eines Bohrlochs, umfassend das Messen der Formationsfestigkeit (FS), des Widerstandes (RES) und der natürlichen Gammastrahlenradioaktivität (GR) der Formation, durch die gebohrt wird, dadurch gekennzeichnet, daß die Eigenschaft der Formationsporendruck ist, und durch Berechnen aus den Messungen (FS), (RES) und (GR) von Werten eines Tonvolumens Vcl, eines ersten Mineralvolumens Vm1, eines zweiten Mineralvolumens Vm2, der effektiven Porosität Φe und der Überdruckporosität Φop, wobei die Messung (FS) Anteile enthält von Ton, Nichttonmineral, effektiver Porosität φe und Überdruckporosität Φop, die Messung (RES) Anteile enthält von Ton, freiem Wasser in der effektiven Porosität Φe und freiem Wasser in der Überdruckporosität Φop, und die Messung (GR) Anteile enthält von Ton, und ersten und zweiten Mineralien, und die Summe von Vel,Vm1,Vm2,Φe und Φop1 ist, wobei der Formationsporendruck abgeleitet wird aus Φe und Φop.

2. Ein Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das Formationsfestigkeitssignal (FS) abgeleitet wird von Messungen des untertägigen Bohrkopfmoments (TOR) und der untertägigen Bohrkopflast (WOB), und wobei die Formationsfestigkeit bezüglich der Einflüsse von Bohrkopfverschleiß korrigiert wird.

3. Ein Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, bei dem

FS = FSma - FSma(Vcl/Vcl zero) - FSma(Φt/Φt zero)

worin

FSma = Formationsfestigkeit des Minerals von Volumen 1

Vcl zero = Tonvolumen, wenn FS = 0

Φt = Gesamtporosität

Φt = Gesamtporosität, wenn FS = 0.

4. Ein Verfahren nach Anspruch 3, bei dem FS = FSma - FSma(Vcl/Vcl zero) - FSma(Φe/Φ zero) - FSma(Φop/Φe zero)

worin

FSma = Formationsfestigkeit des Minerals von Volumen 1, Vcl zero = Tonvolumen, wenn FS = 0

Φe = effektive Porosität

Φe zero = effektive Porosität, wenn FS = 0

Φop = Volumen von Φe infolge Überdruck in Schiefern.

5. Ein Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, bei dem

GR = VclGRcl + VmlGRml + Vm2GRm2

worin

GRcl = Gammastrahlenmessung für ein Tonvolumen von 1

GRml = Gammastrahlenmessung für ein Mineral 1 des Volumens 1

GRm2 = Gammastrahlenmessung für ein Mineral 2 des Volumens 2.

6. Ein Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, bei

dem

worin

Sw = die Wassersättigung in der effektiven Porosität

Rcl = Widerstand von reinem Ton

Rw = Widerstand von freiem Wasser

Rwop = Widerstand von Wasser, enthalten in dem Überdruck

a = Formationskonstantenfaktor.

7. Ein Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, ferner umfassend die Messung der Neutronenporosität, der Gammastrahlendichte, der akustischen Laufzeit und des tiefen Induktionswiderstandes.

8. Ein Verfahren nach einem der Ansprüche 2 - 7, bei dem FS abgeleitet wird als eine Funktion der Rate der Bohrkopfdrehung, des Bohrkopfwirkungsgrades, einer Gutschkomponente des Bohrkopfmomentes, der Eindringrate des Bohrkopfdurchmessers und der Bohrspülungsgewichts.