интерпретация широкополосных данных метода сопротивлений

Формула изобретения

1. Способ оценки толщи пород, в котором:

а) производят измерения, результаты которых являются показателем параметра удельного сопротивления породы на каждой из множества частот,

б) определяют, исходя из результатов множества измерений, величину параметра удельного сопротивления на частоте свыше 2 ГГц и

в) используют определенную величину параметра удельного сопротивления для оценки петрофизического параметра породы.

2. Способ по п.1, в котором петрофизический параметр связан по меньшей мере с поровыми пространствами в пласте или распределением флюидов в поровых пространствах.

3. Способ по п.1, в котором определяемый петрофизический параметр выбирают из группы, включающей пористость породы и насыщенность флюидом пласта.

4. Способ по п.1, в котором при определении величины параметра удельного сопротивления на упомянутой частоте свыше 2 ГГц используют подбор кривой.

5. Способ по п.4, в котором осуществляют подбор сигмоидальной кривой.

6. Способ по п.1, в котором при оценке петрофизического параметра осуществляют оценку электрического КПД пласта.

7. Способ по п.6, в котором при оценке петрофизического параметра используют эмпирическое соотношение между петрофизическим параметром и электрическим КПД пласта.

8. Способ по п.1, в котором при осуществлении измерений, результаты которых являются показателем параметра удельного сопротивления, в стволе скважины, пробуренной в толще пород, используют электрокаротажный зонд многолучевого распространения, имеющий максимальный разнос генератора и приемника менее 20 см.

9. Способ по п.8, в котором при осуществлении измерений, результаты которых являются показателем параметра удельного сопротивления, доставляют электрокаротажный зонд многолучевого распространения на компоновке низа бурильной колонны с помощью бурильной трубы.

10. Способ по п.1, в котором измерения осуществляют методом становления электромагнитного поля.

11. Устройство для оценки толщи пород, содержащее

электрокаротажный зонд, способный осуществлять измерения, результаты которых являются показателем параметра удельного сопротивления породы на каждой из множества частот, и

процессор, выполненный с возможностью обеспечения определения, исходя из результатов множества измерений, величины параметра удельного сопротивления на частоте свыше 2 ГГц и использования этой определенной величины параметра удельного сопротивления для оценки петрофизического параметра толщи пород.

12. Устройство по п.11, в котором процессор дополнительно способен обеспечивать определение петрофизического параметра, связанного по меньшей мере с поровыми пространствами в пласте или распределением флюидов в поровых пространствах.

13. Устройство по п.11, в котором упомянутым петрофизическим параметром является пористость породы.

14. Устройство по п.11, в котором петрофизическим параметром является насыщенность флюидом толщи пород.

15. Устройство по п.11, в котором процессор дополнительно способен обеспечивать оценку величины параметра удельного сопротивления на упомянутой частоте свыше 2 ГГц путем дополнительного подбора кривой.

16. Устройство по п.15, в котором процессор способен обеспечивать подбор кривой путем подбора сигмоидальной кривой.

17. Устройство по п.11, в котором процессор способен обеспечивать оценку петрофизического параметра посредством оценки электрического КПД пласта.

18. Устройство по п.16, в котором процессор способен обеспечивать оценку петрофизического параметра посредством использования эмпирического соотношения между петрофизическим параметром и электрическим КПД.

19. Устройство по п.11, в котором электрокаротажный зонд представляет собой зонд многолучевого распространения, имеющий максимальный разнос генератора и приемника менее 20 см.

20. Устройство по п.11, в котором электрокаротажный зонд представляет собой прибор для работы методом становления электромагнитного поля.

21. Устройство по п.11, включающее бурильную трубу для доставки электрокаротажного зонда на компоновке низа бурильной колонны с помощью бурильной трубы.

22. Машиночитаемый носитель для использования с устройством для оценки толщи пород, содержащим электрокаротажный зонд, способный осуществлять измерения, результаты которых являются показателем параметра удельного сопротивления породы на множестве частот,

причем носитель содержит команды, которые позволяют процессору обеспечивать определение, исходя из результатов множества измерений, величины параметра удельного сопротивления на частоте свыше 2 ГГц и использования этой определенной величины параметра удельного сопротивления для оценки петрофизического параметра толщи пород, связанного с порами горных пород и распределением в них флюида.

23. Носитель по п.22, дополнительно представляющий собой по меньшей мере один из носителей из группы, включающей постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (СППЗУ), электрически-стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (ЭСППЗУ), флэш-память и оптический диск.

Описание изобретения к патенту

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способу определения петрофизических параметров толщи пород с использованием результатов измерений, осуществляемых электрокаротажным зондом многолучевого распространения на множестве частот.

Описание уровня техники

Настоящее изобретение относится к измерению геофизических параметров толщи пород, в которой пробурена скважина, более точно, к электрокаротажу методом многолучевого распространения на множестве частот и при множестве разносов генератора и приемника. Измерения могут осуществляться с использованием одного или нескольких генераторов, которые индуцируют напряжение переменного тока в стволе скважины и толще пород, в которой пробурена скважина, и с использованием одного или нескольких разнесенных по горизонтали приемников для определения амплитуды и фазы электромагнитного излучения, индуцированного в стволе скважины и толще пород. На измеряемые характеристики влияют параметры толщи пород, включая удельную электрическую проводимость, магнитную проницаемость, диэлектрическую проницаемость и объем порового пространства или пористость скелета горной породы. Кроме того, на результаты измерений также влияют скважинные условия. В настоящем изобретении предложены устройство и способ определения водонасыщенности пласта. Помимо этого, на частотно-зависимые (дисперсионные) характеристики толщи пород влияет распределение флюидов в поровом пространстве горной породы. Распределение самого порового пространства также влияет на проницаемость пласта. Путем сочетания результатов измерений, получаемых с помощью настоящего изобретения, с результатами измерений, получаемых с помощью других скважинных устройств, можно прогнозировать разнообразные петрофизические параметры толщи пород.

Для определения удельного сопротивления и других электромагнитных параметров толщи пород, в которой пробурена скважина, в течения ряда лет применяются методы индукционного каротажа. Исторически сложилось так, что основным интересующим параметром является удельное сопротивление пласта, поскольку оно используется для разграничения углеводородов и минерализованных вод. По идее на генератор скважинного прибора подают переменный ток, чтобы тем самым генерировать первичное электромагнитное поле в толще пород вблизи генератора. Первичное поле взаимодействует с толщей пород, создавая тем самым вторичное поле, амплитуда и фаза которого связана с электромагнитными параметрами пласта. Скважинные флюиды при их проникновении в пласт способны отрицательно сказываться на результатах измерения электромагнитных параметров ненарушенного или невскрытого пласта. Для измерения вторичного поля используется множество приемников, разнесенных на различные расстояния по горизонтали от генератора.

В патенте US 5811973, выданном на имя Meyer Jr., правопреемником которого является правопреемник настоящей заявки и содержание которого в порядке ссылки включено в настоящую заявку, приведен пример зависимости от частоты результатов измерений удельного сопротивления, осуществляемых с помощью сдвоенного электрокаротажного зонда многолучевого распространения. Для прогнозирования некоторых петрофизических параметров пласта осуществляется анализ данных с использованием модели комплексного показателя преломления (МКПП или CRIM, от английского - complex refractive index model). В основу настоящего изобретения положено признание того, что исходные посылки МКПП могут быть не соблюдены. Соответственно, для прогнозирования широкого спектра параметров пласта используется модель, базирующаяся на основных принципах.

Краткое изложение сущности изобретения

В одном из вариантов осуществления изобретения предложен способ оценки толщи пород. При осуществлении способа производят измерения, результаты которых являются показателем параметра удельного сопротивления породы на каждой из множества частот, определяют, исходя из результатов множества измерений, величину параметра удельного сопротивления на частоте свыше около 2 ГГц и используют расчетную величину параметра удельного сопротивления для оценки петрофизического параметра толщи пород. Петрофизический параметр может быть связан с порами горных пород и (или) распределением в них флюидов. Расчетным петрофизическим параметром может являться пористость породы или насыщенность флюидом толщи пород. Расчет величины параметра удельного сопротивления на частоте свыше около 2 ГГц может осуществляться с использованием подбора кривой. Подбор кривой может заключаться в подборе сигмоидальной кривой. Расчет петрофизического параметра может быть основан на определении электрического КПД пласта. Петрофизический параметр может быть рассчитан с использованием эмпирического соотношения между петрофизическим параметром и электрическим КПД. Измерения, результаты которых являются показателем параметра удельного сопротивления, могут осуществляться с использованием электрокаротажного зонда многолучевого распространения в стволе скважины, пробуренной в толще пород. Измерения, результаты которых являются показателем параметра удельного сопротивления, могут также включать измерения методом становления электромагнитного поля. Электрокаротажный зонд многолучевого распространения может доставляться в ствол скважины на компоновке низа бурильной колонны с помощью бурильной трубы.

В другом варианте осуществления изобретения предложено устройство для оценки толщи пород. Устройство имеет электрокаротажный зонд, способный осуществлять измерения, результаты которых являются показателем параметра удельного сопротивления породы на каждой из множества частот. Устройство также имеет процессор, способный, исходя из результатов множества измерений, обеспечивать определение величины параметра удельного сопротивления на частоте свыше около 2 ГГц и использование этой величины параметра удельного сопротивления для оценки петрофизического параметра. Этот определенный (расчетный) петрофизический параметр может быть связан с порами горных пород и (или) распределением в них флюидов. Петрофизический параметр может включать пористость и (или) насыщенность флюидом. Процессор может быть дополнительно способен оценивать петрофизический параметр путем расчета электрического КПД пласта. Процессор может использовать эмпирическое соотношение между петрофизическим параметром и электрическим КПД. Электрокаротажным зондом может представлять собой зонд многолучевого распространения. Электрокаротажным зондом может также быть прибор для работы методом становления электромагнитного поля. Устройство также может включать бурильную трубу, способную доставлять электрокаротажный зонд на компоновке низа бурильной колонны.

В другом варианте осуществления изобретения предложен машиночитаемый носитель для использования с устройством для оценки толщи пород. Устройство имеет электрокаротажный зонд, способный осуществлять измерения, результаты которых являются показателем параметра удельного сопротивления породы на множестве частот. Носитель содержит команды, позволяющие процессору рассчитывать, исходя из результатов множества измерений, величину параметра удельного сопротивления на частоте свыше около 2 ГГц и использовать расчетную величину параметра удельного сопротивления для оценки петрофизического параметра толщи пород. Машиночитаемым носителем может являться постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (СППЗУ), электрически-стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (ЭСППЗУ), флэш-память и (или) оптический диск.

Краткое описание чертежей

Для лучшего понимания настоящего изобретения оно проиллюстрировано на сопровождающих описание чертежах, на которых одинаковые элементы обозначены одинаковыми позициями и на которых:

на фиг.1 (уровень техники) показана система каротажа во время бурения, применимая с настоящим изобретением,

на фиг.2а, 2б и 2в (уровень техники) - схемы возможных конфигураций антенн,

на фиг.3 (уровень техники) - кажущееся удельное сопротивление, измеряемое на четырех различных частотах возбуждения и регистрируемое в зависимости от глубины в стволе скважины,

на фиг.4 (уровень техники) - результаты измерения кажущегося удельного сопротивления на глубине 2028 футов (617 м) для получения данных, проиллюстрированных на фиг.3,

на фиг.5а-5г - концепция электрического КПД,

на фиг.6 - влияние насыщенности флюидом на КПД,

на фиг.7а-7г (уровень техники) - взаимозависимость между КПД и пористостью для нескольких различных пород,

на фиг.8 (уровень техники) - пример изменения КПД с водонасыщенностью и

на фиг.9-11 - блок-схемы примеров осуществления настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения

На фиг.1 схематически показана буровая система 110, имеющая скважинную аппаратуру, содержащую систему датчиков, и наземные устройства согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения. Показано, что буровая система 110 имеет обычную буровую вышку 111, установленную на полу 112, на который опирается буровой ротор 114, которому придает вращение с требуемой частотой вращения первичный привод (не показан). От бурового ротора 114 в ствол 26 скважины отходит вниз бурильная колонна 120, которая включает бурильную трубу 122. Когда головке 150 бура, прикрепленной к нижнему концу бурильной колонны, придают вращение, она разрушает толщу пород. Бурильная колонна 120 посредством квадратной штанги 121, вертлюга 118 и линии 129 через систему шкивов 127 соединена с буровой лебедкой 130. В процессе бурения управляют лебедкой 130, чтобы регулировать осевую нагрузку на головку бура и скорость проходки ствола 126 скважины бурильной колонной 120. Поскольку работа лебедки хорошо известна из техники, она подробно не описана.

В процессе бурения соответствующий буровой агент (обычно называемый буровым раствором 131) из резервуара 132 для бурового раствора с помощью бурового насоса 134 под давлением подают через бурильную колонну 120. Буровой раствор 131 поступает из бурового насоса 134 в бурильную колонну 120 через поглотитель 136 гидравлического удара, трубопровод 138 для бурового раствора и квадратную штангу 121. Буровой раствор выпускают на дне 151 ствола скважины через отверстие в головке 150 бура. Буровой раствор поступает вверх по стволу скважины через затрубное пространство 127 между бурильной колонной 120 и стволом 126 скважины и возвращается в резервуар 132 для бурового раствора по обратной линии 135. Предпочтительно на поверхности известными из уровня техники соответствующими способами установлены разнообразные датчики (не показаны) для обеспечения информации о различных связанных с бурением параметрах, таких как расход бурового раствора, нагрузка на головку бура, нагрузка на крюк и т.д.

Наземный блок 140 управления принимает сигналы скважинных датчиков и устройств посредством датчика 143, расположенного на трубопроводе 138 для бурового раствора, и обрабатывает такие сигналы согласно запрограммированным командам, передаваемым наземному блоку управления. Наземный блок управления отображает желаемые параметры бурения и другую информацию на дисплее/мониторе 142, которым пользуется оператор для управления бурением. Наземный блок 140 управления имеет компьютер, память для хранения данных, устройство регистрации данных и другие периферийные устройства. В наземном блоке 140 управления также хранятся модели, и он обрабатывает данные согласно запрограммированным командам и реагирует на команды пользователя, вводимые с помощью соответствующего средства, такого как клавиатура. В случае возникновения определенных небезопасных или нежелательных условий эксплуатации блок 140 управления предпочтительно рассчитан на приведение в действие сигнализации 144.

Буровой или забойный турбинный двигатель 155, связанный с головкой 150 бура ведущим валом (не показан), который установлен на подшипниковой опоре 157, придает вращение голове 150 бура, когда через забойный турбинный двигатель 155 под давлением подают буровой раствор 131. Подшипниковая опора 257 принимает на себя радиальное и осевое усилия головки бура, направленную вниз тягу бурового двигателя и направленную вверх реактивную нагрузку вследствие нагрузки на головку бура. Стабилизатор 158, связанный с подшипниковой опорой 157, действует в качестве центратора нижней части узла забойного турбинного двигателя. Применение двигателя описано для наглядности и не является ограничением объема изобретения.

В одном из вариантов осуществления предложенной в настоящем изобретении системы скважинное оборудование 159 (также именуемое компоновкой низа бурильной колонны или КНБК ), которое содержит различные датчики и устройства для измерений во время бурения (MWD, от английского - measurement-while-drilling), обеспечивающие информацию о пласте и параметрах бурения, и забойный турбинный двигатель, установлены между головкой 150 бура и бурильной трубой 122. Скважинное оборудование 159 предпочтительно имеет модульную конструкцию в том смысле, что различные устройства образуют взаимосвязанные участки, которые могут быть при желании заменены.

Как показано на фиг.1, КНБК также предпочтительно содержит датчики и устройства, помимо описанных выше датчиков. Такие устройства включают устройство для измерения удельного сопротивления пласта вблизи и (или) перед головкой бура, зонд гамма-каротажа для измерения интенсивности гамма-излучения пласта и устройства для определения наклона и азимута бурильной колонны. Зонд 164 для измерения удельного сопротивления пласта может быть установлен над нижним узлом 162 изменения направления ствола скважины, передающим сигналы, на основании которых определяют удельное сопротивление пласта вблизи головки 150 бура. Используют электрокаротажный зонд многолучевого распространения (MPR, от английского - multiple propagation resistivity), имеющий одну или несколько пар передающих антенн 166а и 166b, разнесенных с одной или несколькими парами приемных антенн 168а и 168b. При этом используются магнитные диполи, которые действуют в диапазоне средних частот и нижней части диапазона высоких частот. В процессе работы происходит возмущение передаваемых электромагнитных волн по мере их распространения через толщу пород, окружающую электрокаротажный зонд 164. Приемные антенны 168а и 168b улавливают возмущенные волны. Из фазы и амплитуды обнаруженных сигналов выводят удельное сопротивление пласта. Скважинная схема или процессор, который может помещаться в корпусе 170 над забойным турбинным двигателем 155, обрабатывает обнаруженные сигналы и передает наземному блоку 140 управления с помощью соответствующей системы 172 телеметрии. Помимо или вместо электрокаротажного зонда многолучевого распространения для измерения удельного сопротивления пласта может использоваться соответствующий зонд индукционного каротажа.

В соответствующих положениях вдоль зонда 164 для измерения удельного сопротивления установлены инклинометр 174 и зонд 176 гамма-каротажа для определения, соответственно, наклона участка бурильной колонны вблизи головки 150 бура и интенсивности гамма-излучения пласта. Вместе с тем в целях настоящего изобретения может использоваться любой применимый инклинометр и зонд гамма-каротажа. Кроме того, для определения азимута бурильной колонны может использоваться указатель азимута (не показан), такой как магнитометр или гироскопический прибор. Поскольку такие устройства известны из техники, они подробно не описаны в настоящем изобретении. В описанной выше конструкции забойный турбинный двигатель 155 передает мощность головке 150 бура посредством одного или нескольких полых валов, которые проходят через зонд 164 для измерения удельного сопротивления. Полый вал позволяет буровому раствору проходить от забойного турбинного двигателя 155 к головке 150 бура. В одном из альтернативных вариантов осуществления бурильная колонна 120, забойный турбинный двигатель 155 могут быть установлены ниже зонда 164 для измерения удельного сопротивления или в любом другом соответствующем месте.

Бурильная колонна содержит модульный узел датчиков, силовой узел и узлы изменения направления ствола скважины. В одном из вариантов осуществления узел датчиков включает электрокаротажный зонд, зонд гамма-каротажа и инклинометр, при этом все они помещаются в общем корпусе между головкой бура и забойным турбинным двигателем. Скважинное оборудование согласно настоящему изобретению предпочтительно включает участок 168 MWD, который содержит устройство измерения пористости пласта ядерным методом, устройство измерения плотности ядерным методом, систему акустических датчиков и систему опробования пласта над забойным турбинным двигателем 164 в корпусе 178 для предоставления информации, полезной при оценке и испытании толщ пород на протяжении ствола 126 скважины. Для обработки данных может использоваться скважинный процессор.

На фиг.2а, 2б и 2в в упрощенной форме схематически показано несколько возможных конфигураций антенн, которые могут применяться в соответствии с идеями настоящего изобретения. На фиг.2а показана конфигурация со сдвоенной передающей и сдвоенной приемной антенной, которая включает верхнюю передающую антенну 1029, расположенную на верхнем участке измерительной трубы 25, нижнюю передающую антенну 1031, расположенную на нижнем участке измерительной трубы 25, и промежуточные приемные антенны 1033, 1035. На фиг.2б показана другая конфигурация, которая включает верхние передающие антенны 1029, 1036, расположенные на верхнем участке измерительной трубы 25, нижние передающие антенны 1031, 1038, расположенные на нижнем участке измерительной трубы 25, и промежуточные приемные антенны 1033, 1035. Еще одна конфигурация, которая возможна согласно настоящему изобретению, показана на фиг.2в. Эта конфигурация включает только одну передающую антенну, такую как верхняя передающая антенна 1029, и две или более приемные антенны 1033, 1035. Следует отметить, что фиг.2а-2в приведены для наглядности с целью проиллюстрировать электрокаротажные зонды многолучевого распространения и не должны считаться ограничением настоящего изобретения.

Как указано далее, измерения удельного сопротивления в настоящем изобретении необходимы на очень высоких частотах. Соответственно, может быть желателен метод с использованием зонда микрокаротажа MPR, описанный в патенте US 7228903, выданном на имя Wang и др., правопреемником которого является правопреемник настоящей заявки и содержание которого в порядке ссылки включено в настоящую заявку. Изменим масштаб зонда типа MPR для расчета характеристического разноса зонда микрокаротажа MPR, который удовлетворяет потребностям в полосе частот 1-10 ГГц. Для изменения масштаба можно использовать следующую зависимость между двумя зондами:

,

в которой ₁, r₁ и ₂, r₂ означают рабочую частоту и разнос для MPR и микроMPR соответственно. Затем, если допустить, что разнос между генератором и приемником у зонда MPR составляет 2 м, а рабочая частота 2 МГц, при характеристическом разносе r₂ у зонда микроMPR на частоте 10 ГГц получаем

В случае частоты в 1 ГГц в результате аналогичных вычислений получаемый разнос составляет около 10 см. Таким образом, можно заключить, что каротажный зонд типа мини-MPR удовлетворяет потребностям применительно к системе с различными величинами разноса при максимальном разносе до (10-20) см.

Вместо электрокаротажного зонда многолучевого распространения для измерения удельного сопротивления также может использоваться метод становления электромагнитного поля (ТЕМ, от английского - transient electromagnetic measurements). Методом ТЕМ с помощью имеющейся аппаратуры можно осуществлять измерения удельной проводимости на частоте до 100 МГц. Основным ограничением, препятствующим повышению частоты, является аналогово-цифровой преобразователь, частота дискретизации которого в настоящее время превышает 5-10 нс.

На фиг.3 показаны измерения удельного сопротивления, осуществляемые в стволе скважины на пяти различных частотах. Измерения осуществляются на частотах 20 КГц и 2 МГц (56), 25 МГц (54), 200 МГц (52) и 1,1 ГГц (50) соответственно. Из этих кривых следует, что удельное сопротивление уменьшается с увеличением частоты. На фиг.4 показан график промысловых данных, полученных в пласте глинистых сланцев из испытательной скважины в Понка-сити на пяти различных частотах от 20 КГц до 1,1 ГГц на одной глубине. Колебания частот могут быть частично объяснены концепцией электрического КПД.

На низкой частоте (около 5 МГц или ниже) ион должен проходить через наименьшие устья пор, тогда как на высокой частоте (примерно 1 ГГц или выше) ион почти не движется и, следовательно, не должен проходить через систему пор со сложной геометрией. Это означает, что максимальная удельная проводимость достигается на высокой частоте. Она также соответствует максимальному электрическому КПД, который по определению составляет 1,0. Электрический КПД является эквивалентом уравнения Арчи и является более обоснованным с точки зрения физики. Таким образом, если может быть определен электрический КПД, на основании известных параметров можно получать такие же результаты, что и с помощью уравнению Арчи. Этот электрический КПД является просто низкочастотной удельной проводимостью, деленной на высокочастотную границу. Хотя с помощью зонда MWD сложно измерить удельное сопротивление на высокочастотной границе, можно получить асимптотическое значение кривой, такой как кривая 201. Асимптотическое значение может быть получено, например, путем подбора экспоненты к хвосту кривой. Могут использоваться другие методы подбора кривой. Например, при подборе сигмоидальной кривой используют аппроксимацию в виде следующего уравнения:

Такой подбор кривой имеет четыре параметра, и по результатам пяти или более измерений удельного сопротивления может быть получено асимптотическое значение A_t. Такой подбор кривой может использоваться при измерениях как удельной проводимости, так и обратного ей удельного сопротивления. Удельная проводимость и удельное сопротивление являются примерами параметров, которые называют параметрами удельного сопротивления.

Зависимость удельной проводимости от частоты является показателем геометрии системы пор и может способствовать расчету проницаемости. В настоящем изобретении предпочтительно осуществляют измерения во время бурения, поскольку на инструменты, спускаемые в скважину на тросе, влияло бы вторжение флюидов в ствол скважины. В этом случае данные измерений на высокой частоте не поддавались бы интерпретации, что сделало бы невозможным вычисление электрического КПД.

В одном из вариантов осуществления изобретения электрический КПД, измеренный электрокаротажным зондом (описанным выше), интерпретируют с точки зрения геометрической масштабной модели пор. Отправной точкой служит правило, согласно которому удельная проводимость породы зависит от двух количественных параметров. Одним из них является общее количество проводящего флюида (воды) в порах, а другим является геометрия воды в порах. Это проиллюстрировано на фиг.5а-5г.

Показанный на фиг.5а цилиндр отображает единицу площади поперечного сечения. Когда цилиндр заполнен флюидом с удельной проводимостью C_w, в результате измерения удельной проводимости между концами цилиндра получают величину C_w. На фиг.5б показан толстостенный цилиндр породы с эффективной пористостью , обозначенной сплошным внутренним цилиндром. Когда поровое пространство заполнено флюидом с удельной проводимостью C _w, измеренная удельная проводимость цилиндра становится равной C_w . На фиг.5в проиллюстрирован случай, когда поровое пространство не имеет форму прямого цилиндра, а получаемая удельная проводимость задана зависимостью , в которой член является геометрическим коэффициентом. В общем случае, показанном на фиг.5г, удельная проводимость может быть обозначена как C_w E₀. Член E₀ означает электрический КПД. Таким образом, влияние трубы произвольной формы может быть учтено за счет универсальной геометрической величины E₀ . Следует отметить, что при данном подходе разделены влияния объема пор и геометрии пор.

Другим фактором, влияющим на КПД, является насыщенность флюидом порового пространства. Это проиллюстрировано на фиг.6, где в каждом столбце насыщенность проводящим флюидом является постоянной. В каждом ряду геометрический коэффициент распределения флюида является одинаковым. Измеренная удельная проводимость задана следующим уравнением:

Присущая независимость электрического КПД и водосодержания является полезной, поскольку влияние геометрии может рассматриваться отдельно от влияния объема. Например, зависимость между электрическим КПД и пористостью у водонасыщенных пород может использоваться для классификации с точки зрения их электрических параметров, или, наоборот, E₀ и могут использоваться для определения типа системы пор у породы.

Хотя между электрическим КПД (или геометрией пор) и водосодержанием отсутствует присущая зависимость, процессы отложения, уплотнения и диагенетические процессы, которые изменяют пористость пород, одновременно влияют на геометрию пор. Любой процесс, который одновременно влияет на размеры устья пор и объем пор, способен создавать корреляцию E- . Следовательно, сходные породы, в которых происходят сходные диагенетические события, должны демонстрировать корреляцию E- определенного типа. Для исследования природы зависимости E- были оценены результаты электроразведочных измерений и измерений пористости, осуществленных в нескольких сериях образцов горной породы. На фиг.7а-7г показана зависимость для трех песчаников и одной карбонатной горной породы. В каждом случае зависимость является линейной

в которой a₀ и b₀ означают соответствующие угловые коэффициенты, а нижний индекс 0 означает величину Е, когда образец породы полностью насыщен водой. Чистые породы с межзерновой пористостью в целом имеют линейную зависимость E₀- , при этом электрический КПД возрастает вместе с пористостью. Разброс отдельных точек измерения вокруг прямой может объясняться изменчивостью состава и местной диагенетической средой, которая предположительно присутствует в любой колонке осадочных пород. Зависимость описывает относительное влияние процессов уплотнения и диагенетических процессов на поры ( ) и устья пор (Е). У безглинистых пород с межзерновой пористостью наблюдаемые тенденции являются линейными.

Помимо пористости у заданного образца может меняться насыщенность минерализованной водой за счет снижения водонасыщенности непроводящими углеводородами. На фиг.8 показана зависимость между электрическим КПД и водосодержанием у образца горной породы. Четко прослеживается линейная зависимость. Небольшие отклонения от линейной зависимости, вероятно, объясняются погрешностями эксперимента. Из этого следует, что зависимость между электрическим КПД и водосодержанием для чистых пород с преобладающей межзерновой пористостью является линейной и может быть выражена следующим уравнением:

в котором нижний индекс t означает образцы пород с частичной и меняющейся водонасыщенностью, а a _t и b_t означают угловые коэффициенты линейной зависимости E_t-S_w . Отмечаем, что и E₀, и E_t означают электрический КПД Е. Нижние индексы лишь указывают на механизм, посредством которого меняется водосодержание породы; т.е. E ₀ меняется вместе с , a E_t меняется вместе с S_w.

Рассмотрим фиг.9, на которой показана блок-схема одного из вариантов осуществления изобретения. На шаге 203 осуществляют измерения удельного сопротивления на множестве частот. На шаге 205 результаты этих измерений экстраполируют к высоким частотам методом подбора кривой и определяют асимптотическое удельное сопротивление (и (или) удельную проводимость) на высоких частотах. Следует отметить, что подбор кривой может осуществляться для удельного сопротивления или обратной ему удельной проводимости. Исходя из экстраполированной величины, рассчитывают электрический КПД. С практической точки зрения обычно достаточно рассчитать удельное сопротивление (или удельную проводимость) на частоте свыше около 10 ГГц. Обычно диэлектрическое влияние становится важным на частотах свыше около 2 ГГц, поэтому во многих случаях эффективные расчеты могут быть осуществлены на основании результатов измерений (или результатов, полученных экстраполяцией) в диапазоне от 2 ГГц до 10 ГГц. Анализ данных основан на ранее установленных эмпирических зависимостях 201 (калибровочном соотношении), форма которых задана уравнением (2). Таким образом, исходя из расчета КПД, на шаге 207 может быть определена пористость горной породы.

На фиг.10 проиллюстрирован другой вариант осуществления изобретения. На шаге 225 осуществляют измерения удельного сопротивления на множестве частот и путем экстраполяции к высоким частотам на шаге 227 рассчитывают электрический КПД. На шаге 223 получают калибровочные данные, на этот раз в форме, заданной уравнением (3). Для измерения пористости 221 пласта используют прибор для измерения пористости, такой как нейтронный прибор для измерения пористости на КНБК. На шаге 229 с помощью калибровочного соотношения и измеренной пористости может быть рассчитана водонасыщенность согласно уравнению (3). Пористость, рассчитанная способом, проиллюстрированным на фиг.9, и водонасыщенность, рассчитанная способом, проиллюстрированным на фиг.10, являются примерами петрофизических параметров, связанных с порами горных пород и распределением в них флюида. Способ, проиллюстрированный на фиг.9, представляет собой частный случай проиллюстрированного на фиг.10 способа, когда S_w=1.

В еще одном варианте осуществления изобретения устанавливают калибровочные соотношения, форма которых задана уравнением (2). На шаге 241 осуществляют измерения удельного сопротивления на множестве частот. На шаге 243 результаты измерений экстраполируют к высокой частоте и определяют электрический КПД. Для осуществления измерений пористости на глубинах, соответствующих измерениям удельного сопротивления, на шаге 245 используют прибор для измерения пористости, такой как нейтронный прибор для измерения пористости. Исходя из результатов измерений КПД и пористости, рассчитывают калибровочные постоянные a₀ и b₀ .

Специалисты в данной области техники, ознакомившиеся с настоящим изобретением, признают, что эмпирические соотношения, заданные уравнениями (2) и (3), как минимум зависят от литологии.

Расчетный электрический КПД и(или) пористость пласта могут быть выведены на соответствующий носитель. Они могут быть дополнительно использованы для принятия оперативных решений, связанных с технологической схемой разработки, включая без ограничения размещение дополнительных скважин, конструкцию обсадных колонн и колонн для заканчивания скважин.

Работой генераторов и приемников и направлением бурения может управлять скважинный процессор и(или) наземный процессор. Подразумевается, что при управлении и обработке данных может использоваться компьютерная программа, реализованная на соответствующем машиночитаемом носителе, позволяющем процессору осуществлять управление и обработку. Машиночитаемый носитель может включать ПЗУ, СППЗУ, ЭППЗУ, флэш-память и оптические диски. Подразумевается, что используемый в описании термин процессор включает программируемые пользователем вентильные матрицы.

Несмотря на то что в описании раскрыты предпочтительные варианты осуществления изобретения, для специалиста в данной области техники будут очевидны различные усовершенствования. Предполагается, что раскрытие охватывает все изменения, входящие в объем приложенной формулы изобретения.