способ индукционного каротажа скважин в процессе бурения

Формула изобретения

Способ индукционного каротажа скважин в процессе бурения, включающий пропускание импульсов тока через генераторную катушку, регистрацию ЭДС переходных процессов (ПП) в измерительной катушке, отличающийся тем, что влияние ЭДС бурильной колонны на измеряемый сигнал устраняют путем вычитания из регистрируемого сигнала ЭДС ПП в измерительной катушке сигнала ЭДС ПП, измеренного на временах t>30 мкс.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин в процессе бурения и может быть использовано для определения электрического сопротивления (УЭС) пластов, окружающих скважину.

В процессе бурения скважины информация об УЭС может использоваться для целей геонавигации, что особенно важно при проводке скважин в тонких пластах, когда дополнительная информация позволяет исключить подход ствола скважины к водонефтяному контакту (ВНК) или глинистой покрышке.

Применение устройств каротажа в процессе бурения связано с жесткими условиями эксплуатации (высокие температура и давление, абразивное воздействие стенок скважины, большие механические нагрузки).

При каротаже в процессе бурения необходимо, чтобы приборы находились максимально близко к долоту, чтобы уменьшить «запаздывание» передаваемой на поверхность информации о физических свойствах пласта, поэтому длина приборов должна учитываться при проектировании аппаратуры.

Известен прибор электромагнитного каротажа в процессе бурения, встраиваемый в колонну бурильных труб и содержащий генераторные катушки и электронные узлы. Конструкция прибора выполнена из двух коаксиально расположенных композитных радиопрозрачных труб (патент РФ № 2231091, G01V 3/28, опубл. 20.06.2004 г.).

Недостатком данной конструкции является то, что композитный материал по прочности, износостойкости к истиранию значительно уступает стали и многим другим металлам, что уменьшает срок службы и не позволяет выполнить приборы малого диаметра, используемые при бурении боковых стволов.

На основе патента № 2231091 реализована аппаратура электромагнитного каротажа ВИКПБ-7 (Прибор высокочастотного электромагнитного каротажного зондирования в процессе бурения ВИКПБ-7. / Новые технологии, технические и программные средства геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах // Сводный каталог ГИРС. Том 1 Аппаратура для проведения ГИС, 2007 г., стр. А1.1.11.6).

Аппаратура ВИКПБ-7 включает в себя сеть разноглубинных зондов электромагнитного каротажа с радиусом исследования 0,2-1,2 м. Общая длина прибора 5,5 м.

Недостатком данной аппаратуры являются: малая глубина исследований - 1,2 м при значительной длине прибора, а также использование стеклопластиковых труб.

Фирмой Geolink разработан прибор индукционного каротажа TRIM в процессе бурения на частоте 20 кГц (www.geolink.co.uk ). Глубинность исследований: при УЭС=1 Омм - 2.13 м, при УЭС=10 Омм - 2,845 м, а при УЭС=100 Омм - 3,09 м при длине прибора более 3 м.

Зонды индукционного каротажа TRIM вмонтированы в контейнер с продольным внешним пазом на бурильной трубе из бериллиевой бронзы. Такое размещение зонда не позволяет выполнить индукционные катушки большого диаметра, которые ограничиваются размерами внешнего паза и осевым проходным отверстием для бурового раствора.

Малые размеры катушки значительно снижают чувствительность измерений, так как магнитное поле, излучаемое генераторной катушкой, и амплитуда сигнала в приемных катушках пропорциональны их площади. Несущая металлическая труба представляет собой короткозамкнутый виток и вносит искажение в сигнал. Электропроводность металла зависит от температуры и в процессе каротажа будет изменяться, что приводит к погрешностям в определении УЭС пород.

Известен прибор электромагнитного каротажа скважин в процессе бурения фирмы Computalog Drilling Services, USA (Конструкция, характеристика и результаты промысловых испытаний нового многочастотного прибора для каротажа удельного электрического сопротивления (УЭС) в процессе бурения в малогабаритной скважине. = The Design, Response, and Field Test Results of a New Slim Hole LWD Tool Multiple Frequency Resistivity Propagation Tool. / S.G.Mack, M.Wisler, J.Q.Wu // Computalog Drilling Services. SPE 77483. Society of petroleum engineers. 2002. - p.1-11).

Генераторная и измерительная катушки намотаны на муфту из немагнитного металлического сплава. Выбрана симметричная конструкция зондовой установки, чтобы уменьшить влияние скважинного давления температуры в процессе бурения, что увеличило длину зондовой части в два раза. Три независимые пары излучатель-приемник и две рабочие частоты оптимизировали величину измерений по широкому диапазону каротажных условий.

Длина зондов 508, 762, 1168, минимальный диаметр прибора 120,65 мм. Общая длина прибора равна 5,250 м.

УЭС вычисляется по разности фаз и отношений амплитуд. Максимальная глубинность при измерении разности фаз на частоте 400 КГ при УЭС=2 Омм - 1,6 м, при 20 Омм - 2,430 м, при 200 Омм - 3,20 м. При этом на частоте 400 КГц погрешность определения УЭС выше из-за большого влияния бурильной колонны. Максимальная глубинность на частоте 2 мГц - 2,692 м.

Основным недостатком данной конструкции является большая длина прибора, что может привести к запаздыванию информации о приближении к границе смежного пласта в горизонтальной скважине. Кроме того, несущая металлическая труба вносит дополнительные погрешности в измерения при изменении температуры в скважине из-за изменения удельной электропроводности металла.

Наиболее близким к заявляемому изобретению является техническое решение по патенту РФ № 2377607 «Способ устранения паразитного влияния проводящих бурильных труб на результаты измерений переходных электромагнитных составляющих в процессе бурения» (Приор. 04.02.2005 г., опубл. 27.12.3009 г., G01V 3/28).

Известный способ реализуется с помощью устройства, содержащего: передатчик, установленный в компоновке низа бурильной клоны (КНБК), который используется для генерирования сигнала становления электромагнитного поля, направленного в толщу горных пород. Установленный в КНБК приемник принимает сигналы, отображающие удельное сопротивление толщи горных пород и расстояние до границ пластов. Ось передатчика и приемника могут проходить параллельно или под углом к оси КНБК. Передатчик и приемник установлены на трубчатом элементе КНБК. Трубчатый элемент имеет демпфирующую часть, включающую поперченную прорезь для ослабления протекания вихревых токов в трубчатом элементе. Демпфирующая часть дополнительно имеет по меньшей мере одну продольную прорезь, выполненную в трубчатом элементе. В прорези может быть размещен непроводящий материал. Демпфирующая часть включает участок трубы с непроводящим материалом, размещенным на наружной поверхности этого участка таким, как феррит. Технический результат: ослабление паразитных сигналов, вызываемых вихревыми токами, без увеличения расстояния между передатчиком и приемником.

Недостаток известного технического решения заключается в следующем: с целью ослабления паразитного влияния бурильной колонны на результаты измерений на трубчатом элементе КНБК сделаны продольные и поперечные прорези, которые ослабляют буровую колонну, испытывающую значительные нагрузки при бурении. Кроме того, длина данных прорезей составляет 10-20 м для эффективного ослабления паразитных влияний, что значительно увеличивает длину зонда. При этом влияние колонны учитывается по эталонному сигналу в однородной среде.

В действительности, при проводке скважины температура окружающей среды с глубиной растет, что приводит к уменьшению электроповодности металла, и как следствие, к дополнительной погрешности при определении УЭС пласта, которая в известном патенте не учитывается.

Задачей предлагаемого способа является повышение точности измерений зонда индукционного каротажа в процессе бурения за счет учета влияния бурильной колонны на результаты измерений.

Поставленная задача решается тем, что в способе индукционного каротажа скважин в процессе бурения, включающем пропускание импульсов тока через генераторную катушку, регистрацию ЭДС методом переходных процессов (ПП) в измерительной катушке, влияние ЭДС бурильной колонны на измеряемый сигнал устраняют путем вычитания из регистрируемого сигнала ЭДС ПП сигнала ЭДС ПП, измеренного на временах t>30 мкс.

На фиг.1 изображена схема КНБК с зондом индукционного каротажа.

На фиг.2 дана конструкция зонда индукционного каротажа.

На фиг.3 представлен разрез зонда по А-А.

На фиг.4 приведены геометрические факторы G (R) на временах t:

1 мкс, 5 мкс, 10 мкс и 30 мкс.

На фиг.5 приведены результаты моделирования измерений индукционного каротажа методом переходных процессов (МПП) на бурильной колонне при УЭС пласта 1 Омм и 10 Омм.

На фиг.6 приведены результаты измерений в зависимости от температуры окружающей среды: 1 - 10°C, 2 - 50°C, 3 - 100°C, 4 - 150°C.

На фиг.7 приведен пример учета влияния бурильной колонны на измерения УЭС.

На фиг.8 приведена зависимость сигнала от толщины диэлектрического слоя Н: 1 - Н=15 м, 2 - Н=10 м, 3 - Н=5 м, 4 - Н=0 м.

Способ индукционного каротажа скважин в процессе бурения включает в себя пропускание импульсов тока через генераторную катушку, регистрацию методом переходных процессов ЭДС в измерительной катушке, при этом через генераторную катушку пропускают импульс тока длительностью 50-200 мкс, ЭДС переходных процессов измеряют в диапазоне 0,1-50 мкс, а влияние ЭДС бурильной колонны на измеряемый сигнал устраняют вычитанием сигнала ЭДС ПП, измеренного на временах t>30 мкс из регистрируемого сигнала ЭДС ПП в измерительной катушке и получают истинный сигнал из пласта.

Реализация способа осуществляется в процессе работы устройства.

Устройство индукционного каротажа скважин в процессе бурения (фиг.1) содержит компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 1 с буровым долотом 2, зонд индукционного каротажа 3, расположенный в непосредственной близости от долота 2, содержащий генераторные 4 и измерительные катушки 5, смонтированные на немагнитной металлической трубе 6, встроенной в КНБК, электронный блок 7 (фиг.2). Немагнитная металлическая труба 6 по диаметру 8 выполнена с радиально направленными ребрами жесткости 9. Ребра жесткости 9 расположены между катушками 4 и 5 и по концам зонда. Ребра жесткости 9 покрыты слоем диэлектрического материала 10, образующим основу для намотки витков генераторных 4 и измерительных катушек 5 (фиг.3). При этом высота h ребер жесткости 9 меньше толщины Н слоя диэлектрического материала 10 (фиг.2). Буровое долото 2 с забойным двигателем 11, наддолотным модулем 13, зондом индукционного каротажа 3 и забойной телесистемой (ЗТС) 14 в процессе бурения спускают в скважину на колонне бурильных труб 14.

Запускают в работу электронный блок 7, который может снабжаться блоком автономного питания или получать питание от работы турбогенератора, входящим в состав ЗТС (на фиг.1 не показано). Электронный блок 7 обеспечивает импульсную подачу тока на генераторную катушку 4 длительностью 50-200 мкс, что приводит к возникновению вихревого тока в породе. Установлено, что ступенчатое изменение тока в генераторной катушке 4 в диапазоне 50-200 мкс повышает глубинность индукционного каротажа в процессе бурения.

В измерительной катушке 5 регистрируют ЭДС методом переходных процессов в диапазоне 0,1-50 мкс, выведенном расчетным путем.

МПП может обеспечить большую глубинность исследований с относительно короткими двухкатушечными зондами (А.А.Кауфман, В.П.Соколов «Теория индукционного каротажа методом переходных процессов», - Новосибирск: изд. «Наука», Сибирское отделение, 1972 г.).

Оценим глубинность метода, под которой принимается радиус R проводящего цилиндра, создающего сигнал, равный 50% сигнала в однородной среде. Для оценки глубинности воспользуемся выражением для интегральной характеристики

,

где

G(R) - интегральный радиальный геометрический фактор, величина безразмерная,

r - радиус (координата), м,

R - радиус исследования, м,

g(r) - дифференциальный геометрический фактор, величина безразмерная,

p, u - переменные интегрирования, величины безразмерные.

,

где

L - длина зонда, м,

r - радиус (координата), м,

z - координата по оси скважины, м,

- удельная электропроводность, См/м,

µ - магнитная проницаемость вакуума, 4 10^-7 Гн/м,

t - время, сек.

На фиг.4 приведены радиальные характеристики значения G(R), равный 0,5, соответствующий 50% сигнала для длины зонда L=1 м.

G(R)=0,5 для времени 1 мкс при радиусе исследования (глубинности) R=1,4 м, (1);

G(R)=0,5 для времени 5 мкс при радиусе исследования (глубинности) R=3,2 м, (2);

G(R)=0,5 для времени 10 мкс при радиусе исследования (глубинности) R=4,5 м, (3);

G(R)=0,5 для времени 30 мкс при радиусе исследования (глубинности) R=6,4 м, (4).

(1), (2), (3), (4) - зависимости G(R) от радиуса R при различных временах t.

Таким образом, МПП позволяет достичь глубинности 6,4 м на времени 30 мкс, при длине зонда 1 м.

Рассмотрим влияние металлической колонны на сигнал индукционного каротажа в зависимости от УЭС пласта.

На фиг.5 приведены результаты измерений УЭС пласта 1 Омм (1) и 10 Омм (2). Из результатов следует, что влияние УЭС пласта на сигнал значительно только в интервале 25 мкс. При t>30 мкс сигнал определяется параметрами металлической трубы. Кривые (1) и (2) - ЭДС ПП как функции времени.

На фиг.6 приведены результаты измерений для модели пласта с УЭС 1 Омм в зависимости от температуры окружающей среды в диапазоне работы устройства в скважине от 1 до 150°C, где 1 - Т=1°C, 2 - Т=50°C, 3 - Т=100°C, 4 - Т=150°C. Увеличение температуры приводит к изменению сигнала в диапазоне 1-10 мкс до 100%. Кривые (1), (2), (3), (4) - ЭДС ПП как функции времени при различной температуре окружающей среды.

Изменения в диапазоне времени больше 30 мкс зависят от параметров колонны.

Рассмотрим пример реализации способа учета влияния бурильной колонны на примере изменений при температуры 1°С (1) и 150°С (2), показанном на фиг.7.

ЭДС можно аппроксимировать двумя экспонентами

,

,

где

E₁(t) - ЭДС при температуре 150°С, мВ,

Е₂ (t) - ЭДС при температуре 1°С, мВ,

A ₁, B₁ - начальные амплитуды измеренных сигналов от пласта при t=0 (кривая 7),

A₂, B ₁ - начальные амплитуды сигнала от колонны при t=0 (кривые 3 и 4),

t - время, сек,

₁, ₂, ₃, ₄ - постоянные спада, величины безразмерные, при этом ₃= ₁.

Рассмотрим алгоритм учета влияния бурильной колонны на примере E₁(t).

На временах t₁ и t₂>30 мсек сигнал определяется параметрами бурильной колонны.

Проведя измерения на этих временах, получим

,

.

Поделим значения (6) на (7) и прологарифмировав результат, получим

.

Подставив выражение (8) в уравнение (6), получим

.

Вычитаем соответственно из значений сигналов кривой (1) значения сигналов кривой (3) и получим сигнал от пласта (кривая 7), аналогично - из значений сигналов кривой 2 вычитаем значения сигналов кривой 4 и получаем сигнал от пласта (кривая 7). Таким образом, учтено влияние температуры (значения сигналов совпадают).

Значения (5) и (6) - касательные к сигналам (1) и (2).