NO20140524A1 - Inversjonsbasert arbeidsflyt for å behandle kjernetetthetsbilder i steilvinklede og horisontale brønner - Google Patents

Abstract

Metoder og apparatur for å karakterisere en underjordisk formasjon krysset av et borehull inkludert å samle data fra formasjonen ved hjelp av et verktøy der verktøyet samlet data fra et asimutalt bilde, som karakteriserer en del av formasjonen omfattende data og bilder ervervet i en steilvinkelborehullseksjon eller horisontal borehullseksjon ved hjelp av en parametrisk modell, og utføre en inversjon ved hjelp av synlige tettheter og volumetriske fotoelektriske faktorbilder for å bygge en formasjonsmodell der inversjonen skreddersys for steilevinkelborehullseksjoner og/eller horisontale borehullseksjoner.

Description

INVERSJONSBASERT ARBEIDSFLYT FOR Å BEHANDLE KJERNETETTHETSBILDERI STEIL VINKLEDE OG HORISONTALE

BRØNNER

PRIORITET

[0001] For denne søknaden kreves det prioritet over USAs provisoriske patentsøknad serienummer 61/553810, inngitt den 31. oktober 2011, som er innlemmet ved henvisning i dette dokumentet.

BAKGRUNN

[0002] Formasjonsevaluering i steilvinklede og horisontale (HA, HZ) brønner er fortsatt en utfordring som følge av målekompleksiteten, miljøeffekter og at det ikke finnes gode nok tolke-/svarprodukter. Effektene av sjiktgrenseoverganger ved steile vinkler, innvirkning på tilgrensende sjikt over og under borehullet, i tillegg til anisotropien ble gjenkjent i alle målingene. I tilfellet resistivitetstolkning, gjorde disse effektene det umulig for petrofysikerne å anvende noen av resistivitetsmålingene som en direkte representasjon av Rt over intervallene der effektene er til stede. Det er nødvendig å modellere verktøyresponsen for å bestemme det enkelte laget Rt; eller til å sammenligne direkte forskyvningsbrønnverdiene for korrelasjon og antyde en Rt for petrofysikk. Utvikling av retningsbestemte målinger har økt potensialet for nøyaktig karakterisering av formasj omstrukturer nær borehullet betydelig, korrigere effektene av tilstøtende grenser og muliggjorde anvendelse av invertering for å bygge mer nøyaktige 2D- eller 3D-formasjonsmodeller.

[0003] Kjernetetthetsmålinger har utviklet seg fra utforminger fokusert på å måle gjennomsnittstetthet for vertikale brønner til fulltasimutale målinger for skrå

brønner. Selv om den er en grunnere måling enn resistivitetsmålingen, påvirkes kjernetetthetsmålingen også av sjiktoverganger og tilstøtende sjikt, og i tillegg av måleavstanden og asymmetriske invasjoner ("teardrop").

[0004] Tradisjonelt avhenger modellering av responsen fra kjerne verktøy et av modelleringsprogram for Monte Carlo-modellering av kjernepartikler (MCNP - Monte Carlo Nuclear Particle) som er regneintensive og ikke egner seg for logganalyse. De anvendes først og fremst i verktøyutformingsprosessen for å optimalisere følsomheten og nøyaktigheten av målingen og for å utvikle kryssplott, korreksjonsdiagrammer og casestudier for å bedre forstå reaksjoner i komplekse scenarier.

[0005] Den første kvantitative inversjonsbaserte tolkningen av kjernetetthetsbilder ble utviklet ved hjelp av en fast forward-modell basert på lineær tilnærming og todimensjonale fluksfølsomhetsfunksjoner. Metodikken ignorerer borehullet og bestemmer den første formasjonsmodellen bare ved hjelp av dataene fra nederste kvadrant der måleavstanden vanligvis er ubetydelig. På grunn av fallet fra bildesinuskurvene, er metoden i stand til å bygge en 1D-Iagdelt jordmodell av formasjonstetthet i brønner med steile vinkler. Men anvendelsen av denne er begrenset på grunn av begrensningene i 2D (aksisymmetrisk) antakelse, og tapet av informasjon fra ikke å anvende data fra alle sektorene. Den samme begrensningen begrenser sterkt anvendeligheten for horisontale brønner, der bildet vanligvis ikke inneholder sinuskurver, og anvendelse av bunnsektordata er ikke tilstrekkelig i automatisert tolkingsarbeidsflyt som følge av variasjon i fall og effektene av tilstøtende (ikke-kryssede) lag.

OPPSUMMERING

[0006] Utformingene i dette dokumentet relaterer seg til apparatur og metoder for å karakterisere en undergrunnsformasjon krysset av et borehull inkludert å samle inn data fra formasjonen ved hjelp av et verktøy, der verktøyet samler data for å danne et asimutalt bilde, som karakteriserer en del av formasjonen omfattende data og bilder fra en steilvinklet eller horisontal borehullseksjon ved hjelp av en parametrisk modell, og å utføre en inversjon ved hjelp av tilsynelatende tettheter og volumetrisk fotoelektriske faktorbilder for å bygge en formasjonsmodell der inversjonen tilpasses steilvinklede eller horisontale borehullseksjoner.

FIGURER

[0007] Figur 1 er et beregningsrutenett for fast forward-modellering: 3D-rutenett (venstre) og r-9-rutenett (høyre), knyttet til sensoren, som strekker seg fra -45° til 45°.

[0008] Figur 2 er et plott av den asimutale avhengigheten av følsomhetsfunksjonene integrert over LS-kjernetettheten: radialt (venstre) og aksialt (høyre).

[0009] Figur 3 er et plott av den asimutale avhengigheten av følsomhetsfunksj onene integrert over SS-kjernetettheten: radialt (venstre) og aksialt (høyre).

[00010] Figur 4 er en skjematisk tegning av et logge-scenario som anvendes til å utlede modell for sinusoide egenskaper i COMP-bildet for et "ideelt" verktøy som beskrevet i teksten. På et gitt logge-punkt 0, og sensorasimut (), måler det ideelle verktøyet formasjonstettheten i et et infinitesimalt undersøkelsesvolum, som ligger en radiell avstand EP L fra borehull veggen.

[00011] Figur 5 er et COMP-bilde som svarer til loggescenariet vist i fig. 4, for et idealisert verktøy med forsvinnende volum-av-undersøkelse og ubetydelige borehulleffekter. Asimutsensoren 6 er referert til toppen av hullet.

[00012] Figur 6 er to plott av en EPL-kalibrering for et 8,25 tommers ECOSCOPE LWD™-verktøy.

[00013] Figur 7 er en skjematisk tegning av brønnmodellparametriseringen for steile vinkler, inkludert et sett av fallag med varierende helning, enten strengt tatt oppover seksjonen eller strengt tatt nedover seksjonen. Vilkårlig borehullgeometri er representert med stiplede linjer.

[00014] Figur 8 er en skjematisk tegning av den horisontale

brønnmodellparametriseringen, inkludert sett av lag som er parallelle med verktøyet ved vilkårlig asimut. Borehullet er representert med stiplede linjer; dens geometri er definert separat.

[00015] Figur 9 er en skjematisk tegning av en borehullmodellparametrisering: (a) sylinderformet geometri, og (b) vilkårlig geometri. Geometrien i planet er vinkelrett på verktøyaksen (øvre panel) og planet som inneholder verktøyaksen (nedre panel).

[00016] Figur 10 er et flytdiagram av en inversjonsbasert arbeidsflyt for å behandle data med en brønnmodell med steil vinkel.

[00017] Figur 11 er en inversjonsbasert arbeidsflyt for å behandle data ved hjelp av en horisontal brønnmodell.

[00018] Figur 12 er en sammensatt figur for forbehandling av en brønn med steil vinkel for støyende syntetiske data: bunn COMP-kvadrering (rød kurve) ga en tetthetsprofil (blå) (venstre); uttrekking av sinuskurve fra COMP-bildet (stiplede svarte kurver)

(midten); adaptiv segmentering (heltrukne sorte linjer) (høyre).

[00019] Figur 13 er en sammensatt figur for inversjon av steil vinkel av et støyende syntetisk datasett: siste lagprofil (blå) og COMP-bunnkvadrante logg (målt - rød, rekonstruert - grønn), (venstre); banehelling, første og avsluttende fall, og asimutal (høyre).

[00020] Figur 14 er en sammensatt figur for rekonstruksjon av COMP-bildet for inversjon med steil vinkel av støyende syntetiske datasett med relativ fallvariasjon 82° til 87°.

[00021] Figur 15 er en sammensatt figur for rekonstruksjon av LS-bilde for inversjon av steil vinkel av støyende syntetiske datasett med relativ fallvariasjon 82° til 87°.

[00022] Figur 16 er en sammensatt figur for rekonstruksjon av SS-bilde for inversjon med steil vinkel av støyende syntetiske datasett med relativ fallvariasjon 82° til 87°.

[00023] Figur 17 er en sammensatt figur for borehullgeometri (avstand i tommer) for inversjon med steil vinkel av støyende syntetiske data: sann geometri (venstre), første geometri (midten), og siste geometri fra inversjonen (høyre).

[00024] Figur 18 er en sammensatt figur for rekonstruksjon av COMP-bildet for horisontal brønninversjon av støyende syntetiske datasett med konstant 89° relative fall.

[00025] Figur 19 er en sammensatt figur for rekonstruksjon av LS-bilde for horisontal brønninversjon av støyende syntetiske datasett med konstant 89° relativt fall.

[00026] Figur 20 er en sammensatt figur for rekonstruksjon av SS-bilde for horisontal brønninversjon av støyende syntetiske datasett med konstant 89° relativt fall.

[00027] Figur 21 er en sammensatt figur for horisontal brønninversjon av støyende syntetiske data (rel. fall 89°): målt COMP-bilde (øverst), siste borehullkorrigert bilde (midten), og siste formasjonsmodell i gardinseksjonsplanet (nederst). De grønne kurvene representerer bane- og borehulloverflatene.

[00028] Figur 22 er en rekonstruksjon av COMP-bildet for horisontal brønninversjon av støyende syntetisk datasett med sinusoid relativt fall i området 88°-92°.

[00029] Figur 23 er en horisontal brønninversjon av støyende syntetiske data med variabelt rel. fall 88°-92°: målt COMP-bilde (øverst), siste borehullkorrigert bilde (midten), og siste formasjonsmodell i gardinseksjonsplanet (nederst). De grønne kurvene representerer bane- og borehulloverflatene.

[00030] Figur 24 er en sammensatt figur som illustrerer forbehandling av feltdataene fra brønner i steil vinkel: bunnkvadrant COMP-kvadrering (rød kurve) ga en tetthetsprofil (blå) (venstre); uttrekking av sinuskurve fra COMP-bildet (stiplede svarte kurver) (midten); adaptiv segmentering (heltrukne sorte linjer) (høyre).

[00031] Figur 25 er en inversjon med steil vinkel av feltdata: invertert tetthetsprofil (blå), COMP-bunnkvadrantmålinger (rød) rekonstruert (grønn); banehelning, første og siste tilsynelatende fall, og relativ asimut (høyre).

[00032] Figur 26 er en sammensatt figur av rekonstruksjon av COMP-bildet for brønninversjon med steil vinkel av intervallet fra Nordsjøfeltdatasettet.

[00033] Figur 27 er en sammensatt figur av rekonstruksjon av LS-bilder for brønninversjon med steil vinkel av intervallet fra Nordsjøfeltdatasettet.

[00034] Figur 28 er en sammensatt figur av rekonstruksjon av SS-bilder for brønninversjon med steil vinkel av intervallet fra Nordsjøfeltdatasettet.

[00035] Figur 29 er et sammenligningsplott av inversjon med steil vinkel av et intervall fra Nordsjøfeltdatasettet: gjennomsnittlig feil per sektor for hver kanal (venstre) standardavvik av feil per sektor for hver kanal (høyre).

[00036] Figur 30 er et sammenligningsplott av borehullgeometri for brønninversjon med steil vinkel av et intervall fra Nordsjøfeltdatasettet: tetthetsrøretolk (til venstre); første geometri (midten), og inversjonsbasert røretolk (høyre) i tommer.

[00037] Figur 31 er en sammensatt figur av en inversjonsarbeidsflyt med steil vinkel på Nordsjøfeltdatasettet: målt COMP-bilde (øverst), siste borehullkorrigert bilde (midten), og siste formasjonsmodell i gardinseksjonsplanet (bunnen). De sorte kurvene representerer bane- og borehulloverflatene.

[00038] Figur 32 er en sammensatt figur for forbehandling av brønn med steil vinkel for gasskiferfeltdatasettet: bunnkvadrant-COMP-kvadrering (rød kurve) produserte en tetthetsprofil (blå) (venstre); uttrekking av sinuskurve fra COMP-bildet (stiplede svarte kurver) (midten); adaptiv segmentering (heltrukne sorte linjer) (høyre).

[00039] Figur 33 er en sammensetning av en inversjon med steil vinkel av gasskiferfeltdatasettet. Invertert tetthetsprofil (blå), nedre kvadrant COMP: målinger (rød) rekonstruert (grønn);

banehelning, første og siste tilsynelatende fall, og relativ asimut (høyre).

[00040] Figur 34 er en sammensetning av en rekonstruksjon av COMP-bildet for brønninversjon med steil vinkel av intervallet fra et gasskiferfeltdatasett.

[00041] Figur 35 er en sammensetning av en rekonstruksjon av LS-bilder for brønninversjon med steil vinkel av intervallet fra et gasskiferfeltdatasett.

[00042] Figur 36 er en sammensetning av en rekonstruksjon av SS-bilder for brønninversjon med steil vinkel av intervallet fra et gasskiferfeltdatasett.

[00043] Figur 37 er plott av en HA-inversjon av et intervall fra et gasskiferfeltdatasett: gjennomsnittlig feil per sektor for hver kanal (venstre) standardavvik av feil per sektor for hver kanal (høyre).

[00044] Figur 38 er en sammenligning av borehullgeometri for brønninversjon med steil vinkel av et intervall fra et gasskiferfeltdatasett: tetthetsrøretolk (venstre); første geometri (midten), og inversjonsbasert røretolk (høyre) i tommer.

[00045] Figur 39 er en sammensatt figur av en HA-inversjonsarbeidsflyt på gasskiferfeltdatasettet: målt COMP-bilde (øverst), siste borehullkorrigert bilde (midten) og siste formasjonsmodell i gardinseksjonsplanet (nederst). Den svarte heltrukne kurven er verktøybanen og de stiplede svarte kurvene er borehulloverflatene i gardinseksj onsplanet.

[00046] Figur 40 er en sammensatt figur for rekonstruksjon av COMP-bildet for horisontal brønninversjon av intervallet fra Nordsjøfeltdatasettet.

[00047] Figur 41 er et plott av horisontal brønninversjon av et intervall fra Nordsjøfelt-datasettet: gjennomsnittlig feil per sektor for hver kanal (venstre) standardavvik av feil per sektor for hver kanal (høyre).

[00048] Figur 42 er en sammenligning av borehullgeometri for horisontal brønninversjon av et intervall fra Nordsjøfelt-datasettet: tetthetsrøretolk (venstre); første geometri midten), og inversjonsbasert røretolk (høyre) i tommer.

[00049] Figur 43 er et sammensatt plott av en siste formasjonsmodell i gardinseksjonsplanet rekonstruert av HZ-brønnarbeidsflyt (nederst), tilsvarende målt COMP-bilde og borehullkorrigert bilde (midten).

DETALJERT BESKRIVELSE

[00050] Først bør det bemerkes at i utviklingen av enhver slik faktisk

utforming, må flere implementeringsspesiflkke beslutninger gjøres for å oppnå utviklerens spesifikke mål, som f.eks. samsvar med systemrelaterte og forretningsrelaterte restriksjoner, som vil variere fra én implementering til en annen. Videre vil det forstås at en slik utviklingsinnsats kan være kompleks og

tidkrevende, men vil likevel være en rutinemessig oppgave for de med ferdigheter innen teknikken som har fordel av denne offentliggjøringen. I tillegg kan sammensetningen som anvendes/offentliggjøres i dette dokumentet også omfatte noen andre komponenter enn de som er sitert. I oppsummeringen av oppfinnelsen, og denne detaljerte beskrivelsen, bør hver tallverdi leses én gang som modifisert av begrepet "om" (med mindre det allerede er uttrykket at det er modifisert), og deretter leses igjen som ikke så modifisert med mindre det er angitt i sammenhengen. Også, i oppsummeringen av oppfinnelsen og denne detaljerte beskrivelsen, skal det forstås at et konsentrasjonsområde oppført eller beskrevet som å være nyttig, egnet, eller lignende, er ment at alle og enhver konsentrasjon innenfor området, inklusive endepunktene, er å anse som å ha blitt angitt. F.eks. skal "et område på fra 1 til 10" leses som å indikere alle mulige tall langs kontinuumet mellom omtrent 1 og omtrent 10. Derfor, selv om bestemte datapunkter innenfor intervallet, eller selv ingen datapunkter innenfor intervallet, er uttrykkelig identifisert eller refererer til bare noen få bestemte, skal det forstås at oppfinnerne verdsetter og forstår at et hvilket som helst og alle datapunktene innenfor intervallet skal anses å ha blitt spesifisert, og at oppfinnerne utviste kjennskap til hele intervallet og alle punktene innenfor intervallet.

[00051] Opplysningene gitt i dette dokumentet gir bare informasjon relatert til den foreliggende offentliggjøringen og kan ikke utgjøre teknikkens stand, og kan beskrive noen utforminger som illustrerer oppfinnelsen.

[00052] I denne søknaden presenterer vi en modellbasert inversjon som innlemmer de nye andre-ordens 3D-følsomhetsfunksjonene. Denne inversjonen er i stand til å behandle tetthetsbilder i HA- samt HZ-brønner, løse en 1D-Iagdelt formasjonsmodell, formasjonsfall og asimut, og 3D-borehullgeometri med lokalt homogene slamegenskaper. Laterale variasjoner i modellparametere er tatt ved anvendelse av en adaptiv banesegmentering basert på relativt fall. De inversjonsbaserte arbeidsflytene er drevet av målefølsomheter, som sikrer at tolkningen er helt i tråd med målingene fra alle sektorer og kanaler.

[00053] Algoritmen er primært beregnet for 3D-petrofysisk tolkning i

steilvinklede og horisontale brønner, og for sanntids brønnplassering. Metodikken og modellparametriseringen er ganske generell og kompatibel med modeller som anvendes til tolkning av andre målinger (f.eks. resistivitet og retnings-EM) i HA, HZ-brønner.

[00054] En fast-forward-modell for gamma-gamma-tetthetsverktøyresponsen ble utviklet basert på andre-ordens 2D (aksisymmetriske) følsomhetsfunksj oner. Her er de opprinnelige 2D-følsomhetsfunksjonene blitt utvidet til en full 3D-modell for romlig følsomhet. Simuleringstiden reduseres fra timer ved hjelp av MCNP til millisekunder for følsomhetstilnærmingen, noe som gjør den anvendelig for kommersiell petrofysikk. På grunn av anvendelsen av andre-ordens 3D-følsomhetsfunksjoner, er nøyaktigheten av fast forward-modellen sammenlignbar med målenøyaktigheten i et bredt spekter av horisontale brønnscenarier med steil vinkel, som muliggjør anvendelse i strenge fysikkbaserte inversjonsarbeidsflyter for å redusere tvetydighet og minimere subjektivitet i tolkningsprosessen. Den inversjonsbaserte tilnærmingen lover å representere en trinnendring i kvantitativ tolkning av kjernemålinger i HA/HZ-brønner, som produserer mer nøyaktig tetthetsprofil, formasjonsfall og asimut, med nøyaktige grenseposisjoner og lagtettheter uten grense og borehulleffekter, noe som resulterer i forbedret porøsitet og reserveestimatene.

[00055] Arbeidsflytene utvikles for å tolke logging-under-borings-tetthetsbilder i steilvinklede og horisontale brønner. Nøkkelkomponenten i arbeidsflyten er den 3D-parametriske inversjonen ved hjelp av en robust Gauss-Newton-optimaliseringsmotor og en ny fast forward-modell basert på andre-ordens 3D-følsomhetsfunksjoner.

[00056] Den parametriske modellen som anvendes for tolkning inkluderer en flerlagsfallformasjon, slamegenskaper, vilkårlig borehullgeometri, og 3D-

brønnbane. Laterale variasjoner i formasjonen og borehullparametere fanges ved å definere modellene i diskrete banesegmenter ved hjelp av en adaptiv segmentering basert på det lokale relative fallet. Målefølsomheter anvendes til å utforme den fleksible og robuste inversjonsbaserte arbeidsflyten for å bestemme optimale parameterverdier fra alle de tilgjengelige målingene. Et glidende vindu anvendes til å fremtvinge konsistensen av modeller mellom tilstøtende segmenter. Resultatet av inversjonen er den nøyaktige lagtykkelsen, skulder-sjikt-korrigerte lagtettheter, formasjonsfall og asimut i hvert segment. Inversjonen produserer også et borehullkorrigert formasjonstetthetsbilde og en robust røretolk som tar hensyn til den lagdelte formasjonen som bakgrunn. Algoritmen er primært beregnet for 3D-petrofysisk tolkning i steilvinklede og horisontal brønner. Metodikken og modellparametriseringen er generell og kompatibel med modeller som anvendes til tolkning av andre målinger (f.eks. resistivitet og retnings-EM), som muliggjør fremtidig integrering i felles multifysisk tolking.

[00057] Arbeidsflyten innstilles for scenarier med borehullbane nesten parallell til laggrenser, der tvetydighet i tolkningen økes på grunn av vanskeligheten med å fastslå fall, laterale endringer i lagegenskaper og innvirkning på avstand og nærliggende ikke-kryssede grenser.

[00058] Metodikken valideres på syntetiske tynnsjiktmodeller med variabelt fall og asimut. Flere eksempler er presentert som viser vellykket anvendelse av arbeidsflyt for feltdata. Dette inversjons-avledede røreverket sammenlignes med det konvensjonelle tetthetsrøreverket for å illustrere forbedringen.

[00059] I analysen inkluderer vi lagdelte formasjonsmodeller samtidig med 3D-borehullgeometrien for å bedre fange opp variabel avstand og egenskaper av tynne lag, avgjørende for bedre kvantitativ tolkning, spesielt i horisontale brønner. Variasjoner i formasjonsparametere langs banen i brønner med steil vinkel (med relativt fall opptil 88°) ble fanget ved å definere lD-formasjonsmodeller i diskrete banesegmenter ved hjelp av en adaptiv segmenteringsalgoritme basert på bildesinuskurver for på den måten å forbedre inversjonsrobusthet i hvert segment.

[00060] Den horisontale brønnarbeidsflyten (for relative fall 88°-92°) tar hensyn til ikke-kryssede lag og gjør det mulig å bygge 2D-gardinseksjonsmodellen som superposisjon av lD-formasjonsmodeller definert i svært korte segmenter langs banen, med laggrenser i hvert segment orientert parallelt med banen. For både steilvinklede og horisontale brønnarbeidsflyter, anvender inversjonen en glidende vindu-ordning for å forsere modellkonsistens mellom tilstøtende segmenter.

[00061] Inversjonsbasert tilnærming for å estimere borehullgeometri basert på to modellparametriseringer fjerner sinusoide gjenstander i konvensjonelle tetthetsrøretalkresultater, som er på grunn av kobling av grense- og borehulleffekter. Den inversjonsbaserte røretolken er mer robust fordi den anvender all informasjonen som er tilgjengelig, og er mer nøyaktig fordi den modellerer den sanne geometrien i tillegg til den lagdelte bakgrunnen, og utkobler effektivt borehulleffekten fra grenseeffekten.

[00062] Inversjonsresultater er blitt validert ved hjelp av støyende syntetiske data og har med hell blitt anvendt i flere feltdatasett. Resultatene for feltdatasettene viser god konsistens av sluttformasjonsmodellen fra ett segment til det neste. Målingsrekonstruksjonen for alle kanalene er meget god, og de siste rekonstruksjonsfeilene er vanligvis sammenlignbare med målenøyaktigheten.

KJERNETETTHETSMÅLINGER

[00063] ECOSCOPE LWD™-verktøyet integrerer en full pakke med formasjonsevalueringsmålinger som overgår den klassiske "trippel-kombo"-tjenesten, der mange av målingene er samlokalisert og nærmere biten sammenlignet med forrige generasjon. I tillegg til forplantningsresistivitetene har verktøyet to tetthetsmålinger: en gamma-gamma-tetthet fra en konvensjonell kjemisk kilde og en nøytron-gammatetthet utledet fra den pulsede nøytrongeneratoren (PNG). PNG muliggjør også spektroskopi-, nøytron- og sigma-målingene.

[00064] Kjernefysiske gamma-gamma-tetthetsmålinger er én av de viktigste formasjonsevalueringsmålingene, og anvendes til å utlede formasjonens porøsitet fra kjennskapen til litologi og porefluider. Gamma-gamma-målingen anvender en gammastrålekilde og to gamma-stråledetektorer som genererer tre uavhengige målinger: en lang-avstand (LS) og kort-avstand (SS) tilsynelatende elektrontetthet, og den tilsynelatende volumetriske fotoelektriske faktoren (UAPP), anvendt til å utlede litologien. Tetthetsmålingen løses opp i 16 asimutale sektorer, hver spenner over 22,5°. Den radielle følsomheten strekker seg radialt omtrent 6 tommer inn i formasjonen, mens den aksielle følsomheten dekker 14—18 tommer. I HAHZ-brønnene vil derfor den effektive sanne vertikale løsningen variere mellom disse to faktorene, avhengig av den relative vinkelen mellom bane- og formasjonslagene.

[00065] De LS- og SS-baserte elektrontetthetene kombineres i en "spine-og-ribs"-algoritme for å beregne kompensert (COMP)-tetthet for hver sektor, kvadrant og 16-sektorgjennomsnittet. Kompensasjonen anvendes også sammen med den tilsynelatende slamtettheten for å beregne en måleavstand som er tilsatt stabilisatorstørrelsen for å skape en 3D-røretolk, heretter referert til som tetthetsrøretolken. Differanse-(DRHO)-tettheten, definert som forskjellen mellom COMP- og LS-tetthetene anvendes som en kvalitetsindikator for COMP-målingen.

[00066] Bildene anvendes til å identifisere sjiktgrenser og estimere fall, og muliggjør optimal brønnplassering, og styrer brønnen til mer produktive soner. Vanligvis anvendes bunnkvadranttettheten for petrofysiske tolkninger. Men i HAHZ-brønnene er ikke anvendelsen av dem enkel, ettersom de ofte må kombineres med ikke-asimutale gammastråle- og resistivitetsmålinger, som, i motsetning til den nederste kvadranttetthetsresponsen, også påvirkes av lagene til siden og over borehullet. Tetthetsresponsen kan påvirkes når man nærmer seg sjiktgrensene, selv om det er i liten grad.

Fast forward-modellering av kjernetetthet

[00067] Fast forward-modellen anvender forberegnede første og andre ordens følsomhetsfunksj oner definert for 3D-rutenettet vist i fig. 1 for å beregne måleresponser for tetthet og fotoelektriske faktoregenskaper definert på samme rutenett. Det finnes 5 celler i den asimutale retningen, med rutenettnoder som ligger ved ± 5°, ± 15° og ± 45° i forhold til normalen på detektorflaten. Det radiale rutenettet strekker seg ut til 9 tommer fra verktøyet, der cellestørrelsen gradvis øker fra 1/8 tomme til 1 tomme, totalt 22 celler. Det ensartede rutenettet i aksial retning har 19 celler. Den romlige variasjonen av integrert radial og aksial følsomhet for LS og SS er vist i henholdsvis fig. 2 og 3. Inkludert er den fulle 3D-følsomheten spesielt viktig for LS-kanalen.

[00068] Fast forward-modellen er omtrent en million ganger raskere enn MCNP-simuleringen som anvendes til å generere dem. Det tar millisekunder å beregne svarene for et enkelt loggepunkt og sektor. Modellen har representative nøyaktigheter på henholdsvis 0,02 g/cc, 0,05 g/cc, og 0,03 g/cc for LS, SS, og COMP. Den representative nøyaktigheten av UAPP-modellen er 1 b/cc for ikke-baryttslam, mens for tunge baryttslam er modellen bare kvalitativ. I konfigurasjoner med måleavstand inntil 0,25 tommer, er nøyaktigheten av modellen for alle kanalene sammenlignbare med målenøyaktigheten, bedre enn 0,02 g/cc. Feilen i tilnærming av COMP forblir den samme for avstander inntil 1 tomme, mens den nesten dobler seg for LS over det samme området. SS-nøyaktigheten reduseres med en faktor på to for en mellomliggende avstand på 0,5 tommer.

MODELLPARAMETRISERING

[00069] Den parametriske modellen inkluderer separate komponenter for å beskrive formasjonen og borehullet langs et gitt borehull. Komplett og generell modellparametrisering muliggjør enkel modellering, følsomhetsanalyse og grensesnitt til inverteringen. Generelt bør ikke modellparametrisering knyttes til målinger, og deles for tolkning av ulike målinger for å bygge en felles modell.

[00070] Vi vurderer hver for seg brønnscenariet med steil vinkel fra det horisontale brønnscenariet. I den første krysser verktøyet flere grenser, mens i det sistnevnte er verktøyet nesten parallelt med formasjonsgrensene og kan inkludere ikke-kryssede grenser. Modellene er kompatible og kan lett slås sammen. I begge scenariene er borehullmodellene de samme, definert i diskrete banesegmenter. For å bestemme hvilke scenario som best gjelder for et datasett anvendes COMP-bildet til å danne en parametrisk modell for sinusoide egenskaper.

Metodologi for automatisk fallestimering

[00071] Selv om den parametriske modellen ble utledet for tilfellet der verktøyet krysser en enkelt plan grense, bør det være klart at hvis verktøyet krysser en sekvens av plane grenser, vil det tilsvarende COMP-bildet karakteriseres av en sekvens av sinusoide konturer, hver med en forskjellig amplitude og fase avhengig av den lokale orienteringen av laggrensen i forhold til banen. Også, for et reelt verktøy med begrenset volum av undersøkelse, forventer vi at det skarpe tetthetshoppet i flg. 5 smøres ut over en tynn "overgangssone" i nærheten av hver laggrense, med sonetykkelse avhengig av dimensjonene av volumet-av-undersøkelsen, og av fysikken på målingen. Forutsatt at isokonturene av COMP-bildet i hver overgangssone er beskrevet av den sinusoide modellen kan vi estimere fall og asimut av laggrenser.

Uttrekking av sinuskurve

[00072] Isokonturene i COMP-bildet beregnes ved hjelp av "marsjerende firkanter"-algoritmen, som er 2D-tilpasningen av "marsjerende kuber"-algoritmen for ekstrahering av isooverflatene fra et 3D-skalarfelt. For å sikre at isokonturene ekstraheres jevnt fra bildet, beregnes isokonturene for isoverdier som spenner tetthetsområdet i bildet, i trinn på målenøyaktigheten, 0,015 gfcc. Fase og amplitude for de ekstraherte konturene bestemmes ved hjelp av minste kvadraters-metoden, ved å

A r^for* 1. -.re-montere hver kontur, betegnet til en sinusoid modell ;sinusoiden in MD, Ak er sinusoidamplituden og er sinusoidlasen. ;[00073] Isokonturene vil ikke være nøyaktig sinusoide hvis bildet inneholder støy, eller dersom forutsetningene som ligger til grunn for den parametriske modellen bryter sammen, f.eks. verktøy som krysser en ikke-plan laggrense, variabel banehelning og asimut, eller signifikante ukompenserte borehulleffekter. ;Brønnmodell med steil vinkel ;[00074] Brønnmodellen med steil vinkel forutsetter at banen kan deles inn i segmenter slik at formasjonen i hvert segment er 1D-Iagdeling med konstant fall og asimut. Baneasimuten antas å være konstant i hvert segment, og banehelningen antas å være "ned-seksjon", med lag som krysset ved relativt fall på mindre enn 90°, eller "opp-seksjon", da lagene krysses ved relativt fall større enn 90°. Fig. 7 viser formasjonen av et typisk ned-seksjonssegment sett i "gardin-seksjons"-planet, en vertikal overflate definert av banen. ;[00075] De frie parameterne for segmentet er den tilsynelatende formasjonen fall TVD-lokasjons-z/<age>"<e>av hver grense, lagttetthetene pj<la8ene>og lagfotoelektriske faktorer PEFj-" 8' Laggrenselokasjonene kan også parametriseres av deres lokasjoner i MD, lj<a8>'som er en mer stabil parametrisering på grunn av det faktum at de første verdiene for lj<ag>begrenses fra logge-kvadrering, mens de første verdiene for zj<ag>koples til lj<ag>via den første verdien av det tilsynelatende formasjonsfallet f} a. Segmentstørrelsene, lagantall N1" 8 og relativ asimut bestemmes og fastsettes fra dataene i et forbehandlingstrinn. ;[00076] Den segmenterte naturen av modellen med steil vinkel gjør at den kan fange variasjoner i fall og lagegenskaper langs banen. Effektiviteten av parametriseringen med steil vinkel forringer for relativt fall i nærheten av 90 °, der en separat tilnærming er nødvendig. ;Horisontal brønnmodell ;[00077] Den horisontale brønnmodellen forutsetter også adskilte partier slik at formasjonen i hvert segment er 1D-Iagdeling med fall og asimut, og slik at baneasimuten er konstant i hvert segment. Imidlertid begrenser den horisontale brønnmodellen laggrensene i hvert segment til å være parallelt med banen, dvs. konstant relativt fall 90°. Fig. 8 viser modellen for et typisk horisontalt brønnsegment sett i gardinseksjonen. Modellparameterne for hvert segment er avstands-z/<ag>i TVD fra det første loggepunktet til hver laggrense, lagtetthetene pj<ag>'og de lagfotoelektriske faktorene PEFj<ag>. Antallet segmenter, segmentstørrelser og antall lag N1" 8 i hvert segment bestemmes og fastsettes fra dataene i et forbehandlingstrinn. ;[00078] Den horisontale brønnmodellen kan anvendes i intervaller med variabelt relativt fall i nærheten av 90°, dvs. med borehull parallelle eller nær parallelle med de ;omgivende formasjonslagene. For alle disse intervallene må segmentene velges å være tilstrekkelig små (ikke under LS-aksialoppløsning) slik at modellfeilen i hvert segment - på grunn av variable banehellings- eller laggrenser ikke er parallelle med banen - som svarer til endring i respons som er mindre enn datastøyen. ;[00079] For å beregne bidraget fra modellfeilen ble perfekt syntetiske data generert ved hjelp av fast forward-modellen og invertert ved anvendelse av den horisontale brønnmodellen med ulike segmentstørrelser. For segmentstørrelsene 2 ft, var den gjennomsnittlige gjenoppbyggingsfeilen i hvert segment mindre enn 0,015 g/ cc for relativt fall 88° til 92°. ;Borehullmodell ;[00080] Slamegenskapen<e,>^ Qørme og PEFslam, er definert i de samme banesegmentene som er anvendt for formasjonsmodellen, og antas å være ensartet i hvert segment. Geometrien til borehullet defineres i form av den radiale avstanden fra verktøyaksen til borehullveggen, angitt ved r(9,MD), der 9 er verktøyets asimut. Gitt r(9,MD) er den tilsvarende måleavstanden s(9, MD) definert som ^6,MD)=K8,MD>r ^ ^er rverktøy er verktøyradiusen. For hvert segment kan r(9,MD) parametriseres ved hjelp av én av de følgende modellene. ;Sylindrisk geometri ;[00081] Borehullet i hvert segment antas å være en sylinder parametrisert av borehullradiusen rBHog måleavstanden sbunn ved 9 = 180 °, som vist i fig. 9. Den radielle avstanden til borehullveggen fra verktøyaksen er ;;Trappegeometri ;[00082] Den radielle avstanden til borehullveggen antas å være en stykkevis konstant funksjon av både 9 og MD, definert av en diskret radius for hver sektor og hvert loggepunkt. ;Harmonisk geometri ;[00083] Den harmoniske geometrien kan beskrive en vilkårlig borehulloverflate. Den radielle avstanden til borehullveggen er en harmonisk funksjon av 9: ;[00084] Her er de harmoniske koeffisientene a0, an og bn for n=l, 2,... N, stykkevis konstante funksjoner som er definert ved hvert loggepunkt. For datasettene som vurderes i denne utredningen ble N=2 funnet å være tilstrekkelig. ;INVERSJONSBASERTE ARBEIDSFLYTER FOR A BEHANDLE KJERNETETTHETSBILDERI BRØNNER MED STEIL VINKEL ;[00085] Trinnene for å behandle et steil-vinkel-intervall er vist i fig. 10. ;Forbehandlingsarbeidsflyt for brønner med steil vinkel ;[00086] Steil-vinkel-forbehandlingsarbeidsflyten består av følgende trinn: ;[00087] Loggkvadrering - En loggkvadreringsalgoritme anvendes på bunnkvadranttetthets (ROBB) loggen for å konstruere en lagdelt tetthetsprofil langs MD. En fotoelektrisk faktor for hvert lag oppnås ved å ta en prøve av UAPP-bunnkvadrantloggen på midtpunktene i lagene. ;[00088] Uttrekking av sinuskurve - Amplituden og fasen til sinusoide funksjoner som tilsvarer laggrenser er hentet fra COMP-bildet enten manuelt, eller ved en automatisk metode. For hver laggrense omdannes den ekstraherte fasen og amplituden til relativt fall og relativ asimut. ;[00089] Banesegmentering - En adaptiv algoritme anvendes til å diskretisere banen slik at COMP-bildet for hvert segment inkluderer minst en halv sinusoid funksjon, noe som forbedrer følsomheten til fallet. Algoritmen begrenser også segmentendepunktene til å falle sammen med midtpunktene i lagene, slik at hvert segment inkluderer minst et halvt lag, som bedrer følsomheten for egenskapene til avkortede lag. ;[00090] Definisjon for første modell - Utgangen fra logge-kvadrering og uttrekking av sinuskurve anvendes til å definere antallet lag, deres egenskaper og grenser, tilsynelatende formasjonsfall, og relativ asimut for hvert segment. Laggrensene fra logg-kvadreringen må forskyves i MD for å oppnå deres plasseringer referert til verktøyaksen. Den første borehullgeometrien er definert som en sylinder med diameter lik bit-størrelsen. Alternativt kan den første borehullgeometrien også defineres ved hjelp av tetthetstøretolken. Den første slamtettheten og slamfotoelektriske faktoren spesifiseres av brukeren. ;Inversjonsarbeidsflyt for brønner med steil vinkel ;[00091] Som vist i fig. 10, i hvert trinn i arbeidsflytinversjonen, optimeres et undersett av modellparametere fra et undersett av kanaler som velges basert på deres følsomhet for parameterne som optimaliseres, noe som resulterer i en mer robust arbeidsflyt. ;[00092] Gauss-Newton-optimalisering med linjesøk, adaptiv regularisering og parameterbegrensninger anvendes til å redusere kostnadsfunksjonen, definert til å være den vektede Z^-normfeilen mellom målingene og de modellerte responsene over alle logge-punktene i et behandlingsvindu (se nedenfor for definisjon av behandlingsvinduet). Vektene i kostnadsfunksjonen er den inverse verdien av målingsstøynivået for kanalen som anvendes (0,015 g/cc for SS, LS, COMP og 0,5 b/e-for UAPP). Målingene fra alle sektorene er inkludert med like vekter; det anvendes ingen spesiell vekting på sektorer fra bunnen av hullet. ;[00093] Inversjonsarbeidsflyttrinnene er som følger: ;1. Få første modellparametere for et segment fra resultatene av forbehandlingen. ;2. Anta sylindrisk borehullgeometri, og inverter borehullradiusen og slamegenskapene ved hjelp av SS-, DRHO- og UAPP-kanalene for alle sektorene og logg-poengene i behandling svinduet. 3. Inverter geometrien til borehullet ved hjelp av trappen eller den harmoniske parametriseringen ved hjelp av SS- og DRHO-kanalene for det logge-punktet eller sektor. 4. Hold slamegenskapene og borehullgeometrien fast fra tidligere trinn. Inverter formasjonsparametere ved hjelp av LS-, COMP- og UAPP-kanaler for alle sektorer og logge-punkt i behandlingsvinduet. 5. Gjenta trinnene 2-4 inntil alle parameterne er konvergerte til en spesifisert toleranse, eller inntil det spesifiserte maksimale antallet repetisjoner er nådd. ;Glidende vindu-ordning ;[00094] For å håndheve konsistensen av modeller mellom tilstøtende segmenter, inverteres modellparameterne for hvert segment fra målinger i et behandlingsvindu som inkluderer alle loggepunktene i segmentet, samt loggepunkter fra bufferregioner på hver side av segmentet. Formasjonslag fra tidligere og etterfølgende segmenter som påvirker målingene i bufferområdene tilsettes til formasjonsmodellen i hvert segment. Egenskapene og tykkelsene til lagene inkludert fra det foregående segmentet holdes fast under inversjonen. ;Etter-behandlingsarbeidsflyt for brønner med steil vinkel ;[00095] Formålet med arbeidsflyten etter behandlingen er å visualisere inversjonsresultatene, og for å beregne ulike mål på kvaliteten av resultatene. Formasjonsmodellen visualiseres som en sekvens av lD-flerlags fallformasjoner i gardin-seksjonsplanet eller som det inversjonsbaserte borehullkorrigerte bildet, som oppnås ved å projisere lagegenskapene i hvert segment på en sylinder med radius rverktøy+EPL, der EPL er den effektive penetrasjonslengden på COMP-kanalen. For kvalitetskontroll kan vi også visualisere inversjonsresultater, individuell og gjennomsnittlig mistilpasning for alle målingene og sektorer. Om nødvendig kan usikkerhet i de siste modellparameterne for hvert segment anslås ut fra modellkovariansmatrisen. ;INVERSJONSBASERTE ARBEIDSFLYTER FOR A BEHANDLE KJERNETETTHETSBILDERI HORISONTALE BRØNNER ;[00096] Trinnene for å behandle et horisontalt intervall er vist i fig. 11 og grupperes på tilsvarende måte til arbeidsflyten med steil vinkel, med en forbehandlet arbeidsflyt, en inversjonsarbeidsflyt, og en etterbehandlingsarbeidsflyt. ;Forbehandlingsarbeidsflyt for horisontale brønner ;B anes egmenter ing ;[00097] Segmentstørrelsene må velges slik at de balanserer de motstående kravene til en liten vindusstørrelse for å minimalisere modellfeil, og en stor vindusstørrelse for å forbedre inversjonsrobusthet. Basert på tester med perfekt syntetiske data beskrevet tidligere, anvender vi segmentstørrelsen 2 fot i MD. ;Definisjon av første modell ;[00098] Antagelsen at det relative fallet i hvert segment er nær 90° gir de omtrentlige lagplasseringene og tetthetene mulighet til å utledes fra bredden og tettheten av hver stripe i COMP-bildet ved å kvadrere den asimutale responsen i henhold til følgende algoritme: 1. Beregn p(9) ved å ta gjennomsnittet av COMP-bildet over MD-intervallet som spenner segmentet. 2. Ekstraher fasen ved å beregne tyngdepunktet for p(9). Forskyv p(9) for å fjerne fase og symmetrisere den forskjøvne responsen ca. 9=0°. 3. Kvadrer symmetrisk respons i intervallet fra 9=[0°,180°], for å oppnå antall lag i segmentet, grenseplasseringer z] ag og lagttettheter/>/ag. ;4. Anvend UAPP-bildet for å få lagfotoelektriske faktorer PEFj" 8. ;5. Kartlegg laggrensene fra 9 til TVD: zj<ag><=>-(<r>verktøy<+>EPL) cos% jagIcos%,. ;De første parameterne for borehullmodellen er definert ved hjelp av den samme prosedyren beskrevet for den forbehandlende arbeidsflyten med steil vinkel. ;Inversjonsarbeidsflyt for horisontale brønner ;[00099] Trinnene i den horisontale brønninversjonsarbeidsflyten er lik trinnene i arbeidsflyten med steil vinkel: ;1. Oppnå første modellparametere for et segment fra forbehandlingsytelsen. ;2. Inverter slamparametere og radiusen til det sylindriske borehullet ved hjelp av SS-, UAPP- og DRHO-kanaler. ;3. Inverter borehullgeometriparametere ved hjelp av SS- og DRHO-kanaler. ;4. Inverter formasjonsparametere ved hjelp av LS-, UAPP- og COMP-kanaler. ;5. Gjenta trinnene 2-4 inntil parameterne konvergerer, eller inntil et spesifisert antall repetisjoner er nådd. ;[000100] Også her behandles tetthetsbilder segment for segment ved hjelp av en glidende vindu-ordning som tilsvarer den som anvendes for brønnarbeidsflyten med steil vinkel beskrevet tidligere. ;Etter-behandlingsarbeidsflyt for horisontale brønner ;[000101] Detaljene i den horisontale brønnen etterbehandlingen er lik etterbehandlingen av en brønn med steil vinkel, med visualisering av formasjonsmodellen i gardinseksjonsplanet, det borehullkorrigerte bildet, og rekonstruerte bilder for alle kanalene. ;VALIDERING AV SYNTETISKE DATAEKSEMPLER ;Brønneksempel med steil vinkel: Støyende datasett med variabel rel. fall fra 82° til 87° ;[000102] Vi testet arbeidsflyten på en formasjonsmodell med fall pa=5° og null asimut ( ar=0°), med flere lag med tykkelse 0,5 fot, 1 fot og 2 fot, og lagtettheter som alternerer mellom 1,95 g/cc og 2,6 g/cc, og fotoelektrisk faktor som alternerer mellom 1,49 b/e-og 2,9 b/e-. Borehullet er et sylindrisk, rBH=4, 5 tommer, den nedre måleavstanden er null (sbunn=0 tomme), og boreslammet er ferskvann. ;[000103] Verktøyet med størrelse 8,25 tommer ble modellert over den 200 fots baneseksjonen med helling som varierte lineært fra 77° til 82°. Gaussisk støy med null middelverdi og standardavvik på 0,02 g/cc, som er sammenlignbart med amplituden av ekte målestøy, ble tilsatt til de syntetiske målingene i alle kanalene. De første slamegenskapene ble stilt inn på sine sanne verdier. ;[000104] Utgangen fra forbehandlingsarbeidsflyten er vist i fig. 12. Logge-kvadrering og uttrekking av sinuskurve anvendes til å bygge en første segmentert flerlagsformasjonsmodell. De første tetthetene i de tynne lagene har feil som følge av skuldersjikteffekten. Den omvendte, fullstendig korrigerte skuldersjiktprofilen er vist i fig 13. ;[000105] Fig. 14 viser de målte, første og siste COMP-tetthetsbildene, så vel som rekonstruksjonsfeil for den første gjetningen, og løsningen. Den første feilen viser store systematiske avvik som skyldes feil i det første fallet, første lagtettheter og grenseplasseringer oppnådd fra logge-kvadrering og uttrekking av sinuskurve. Disse avvikene korrigeres ved inversjonen. Fig. 15 og 16 viser de målte, første og avsluttende bildene for LS- og SS-tetthetene, og de tilsvarende feilbildene. Den første feilen viser lignende systematiske avvik som den første feilen for COMP-kanalen. I tillegg, som følge av følsomheten av LS- og SS-kanalene på borehulleffektene, er det store systematiske avviket i nærheten av toppen av hullet som følge av feil i den første borehullgeometrien. Disse avvikene er fraværende fra den siste feilen som følge av gjenoppbyggingen av borehullgeometrien. ;[000106] Avstanden fra inversjonen er vist i fig. 17. De siste feilene oppstår tilfeldig i alle kanalene og middelverdien og standardavviket for feilen i hver sektor er vist i fig. 18. Feilene er sammenlignbare med målestøyen, noe som bekrefter riktigheten av inversjonen for dette datasettet. Fig. 19 viser det korrigerte borehullbildet og den siste formasjonsmodellen i gardin-snittrisset. ;Horisontalt brønneksempel 1: Støyende datasett med konstant rel. fall 89° ;[000107] Vi testet den horisontale brønnarbeidsflyten på en formasjonsmodell med flere tynne lag med tykkelse 0,75 fot og 0,5 fot, og lagtettheter alternerende mellom ;1,95 g/cc og 2,6 g/cc, fotoelektrisk faktor som alternerer mellom 1,49 b/e- og 2,9 b/e-, og nullfall (pa=ar=0°). Borehullet er sylindrisk, rBH = 4,5 tommer, bunnmåleavstanden er null, og boreslammet er ferskvann. Verktøystørrelsen på 8,25 tommer ble modellert over 200 fot av banen ved konstant helning 89°. Gaussisk støy med standardavvik lik nøyaktigheten av fast forward-modellen ble tilsatt til målingene. ;[000108] Gjenoppbyggingen av COMP-, LS- og SS-tetthetsbildene ved inversjonen er vist i flg. 18-20. Resultatene i gardinsnittrissene er vist i flg. 21, sammen med det siste korrigerte borehull- og skulder-sjikttetthetsbildet. Vi observerer konsekvent rekonstruksjon av grenser. Grensene detekteres før krysning, og som forventet er de mer nøyaktige for nedre sjikt enn for øvre sjikt, der det er en mulighet for tvetydighet mellom grensen og den store avstanden i borehullet med 9,0 tommers diameter. ;Horisontalt brønneksempel 2: Støyende datasett med sinusoid rel. fall 88°-92° ;[000109] Vi testet den horisontale brønnarbeidsflyten på en 320 fot lang del av banen med variabel helling fra 88° til 92°, med bygge/fallraten 1° per 20 fot, i en testformasjon med null-fall (pa=ar=0°) som krysser en sekvens av lag som er 0,5, 0,75, 1 og 2 fot tykke, med tetthet som alternerer mellom 1,95 g/cc og 2,6 g/cc, og fotoelektrisk faktor som alternerer mellom 1,49 b/e- og 2,9 b/e-. Borehullet er en sylinder med rBH= 4,5 tomme, verktøyet er 8,25 tommer, med nullbunnmåleavstand på ;(s6„„„=0 tommer), og boreslammet er ferskvann. Gaussisk støy med null middelverdi og standardavvik lik nøyaktigheten av fast forward-modellen ble tilsatt til målingene i hver kanal. Resultatene av inversjonen er vist i flg. 22-23. ;FEL TEKSEMPLER ;Brønneksempel med steil vinkel: Nordsjø-datasettet ;[000110] Vi anvender arbeidsflyten med steil vinkel i et 180 fots intervall fra et datasett ervervet i et Nordsjø-felt, der COMP-bildet er preget av en sekvens av nedseksjonssinusoide funksjoner. Fig. 24 viser utgangen fra forbehandlingen, som et resultat av hvilket bane er blitt diskretisert inn i segmenter med en 1D-flerlagsformasjon i hvert segment. Det første borehullet ble antatt å være en sylinder med diameter lik bitstørrelsen på 8,5 tommer og den første slamtettheten og slam-PEF-en var stilt inn til henholdsvis 1,4 g/cc og 10 b/e-. ;[000111] Fig. 25 viser den rekonstruerte COMP-bunnkvadrantloggen, og siste lagprofll, fall, og asimut. Legg merke til skulder-sjikt-korrigeringene i tynne lag og korrigeringene i det første fallet på omtrent 1°. ;[000112] Fig. 26-28 viser de rekonstruerte bildene for COMP-, LS- og SS-tetthetskanalene, så vel som de tilsvarende feilene. COMP-bilderekonstruksjonen viser at feilene reduseres i alle kvadrantene som følge av optimalisering av lagegenskapene, tykkelser og fall. Siste feil er mindre enn 5 %, og er større i den øvre kvadranten i forhold til den nederste kvadranten, muligens på grunn av unøyaktigheter i slamegenskapene eller lavere nøyaktighet av hurtig fremover-modellen for den store avstanden. LS- og SS-rekonstruksjon er lik, men i tillegg ser man betydelig reduksjon i den første feilen i den øvre kvadranten som følge av optimalisering av borehullgeometrien. ;[000113] Fig. 29 viser gjennomsnittet og standardavviket til gjenoppbyggingsfeilen for hver sektor. Den siste gjennomsnittlige feilen er mindre enn 0,03 g/cc for alle kanalene over alle sektorene, med nær null gjennomsnittlig feil i den nederste kvadranten. Det siste standardavviket av feilen er mindre enn 0,03 g/cc for alle kanalene i alle sektorene. ;[000114] Fig. 30 viser den siste borehullgeometrien, som ble parametrisert ved hjelp av en harmonisk modell med to oversvingninger i utvidelsen. Den samme figuren viser også geometrien av tetthetsrøretolken. Tetthetsrøretolken har sinusoide gjenstander der plasseringene korrelerer med lag i COMP-bildet. Disse gjenstandene er ikke til stede i geometrien fra inversjonen. Fig. 31 viser det korrigerte siste borehullbildet og siste formasjonsmodellen i gardin-seksjonsvisning. ;Feltdatasett fra en gasskiferbrønn ;[000115] Vi anvender arbeidsflyten med steil vinkel til et 100 fot nedseksjonsintervall av datasettet ervervet i Marcellus-gasskiferbrønnen i NE Pennsylvania. Fig. 32 viser utgangssignalet fra forbehandlingen, der banen er blitt diskretisert i segmenter med tilhørende første lD-flerlagsdannelse i hvert segment. Den første borehullgeometrien ble antatt å være en sylinder med diameter lik bit-størrelsen (8,5 tommer), og slamtettheten og slam-PEF var stilt inn på henholdsvis 1,4 g/cc og 50 b/e-. ;[000116] Fig. 33 viser den rekonstruerte lagdelte tetthetsprofilen, fall, og asimut. Det rekonstruerte fallet er rettet opptil 2° sammenlignet med første gjetning. ;[000117] Fig. 34 viser de målte, første og siste bildene for COMP-kanalen, så vel som de første og siste feilene. Fig. 35-36 viser de målte, innledende og siste bildene for LS-og SS-kanalene, så vel som de første og siste feilene. Fig. 37 viser gjennomsnittet og standardavviket for de første og siste feilene i hver sektor. Inversjonen reduserer signifikant mistilpasningen mellom modellering og målingene. Fig. 38 viser den siste borehullgeometrien. Fig. 39 viser det siste borehullkorrigerte bildet og den siste formasjonsmodellen i gardin-seksjonsplanet. ;Horisontalt brønneksempel: Nordsjødatasett ;[000118] Vi anvender den horisontale brønnarbeidsflyten til et 350 fot langt dataintervall fra et Nordsjø-felt. Den første slamtettheten og slamfotoelektriske faktoren ble stilt inn på henholdsvis 1,4 g/cc og 10 b/e. ;[000119] Det målte COMP-bildet, den første gjetningen, det inversjonsrekonstruerte bildet og tilhørende mistilpasning er vist i flg. 40. Fig. 41 viser gjennomsnittet og standardavviket for de første og siste feilene i hver sektor. Inversjonen reduserer signifikant mistilpasningen mellom modellering og målingene. Borehullgeometri i form av avstand er vist i fig. 42. Den første geometrien var sylinder med 8,5 tommer diameter. Det ble anvendt harmonisk parametrisering med to harmoniske verdier i utvidelsen. Den inversjonsbaserte røretolken har ikke sinusoide gjenstander ved MD = 100-180 fot. ;[000120] Nedre spor i figur 43 viser den siste formasjonsmodellen i gardin-seksjonsplanet. Den grønne kurven er verktøybanen og de stiplede grønne kurvene er borehulloverflatene. *

Claims (24)

1. Metode for å karakterisere en undergrunnsformasjon krysset av et borehull, omfattende: samle inn data fra formasjonen ved hjelp av et tetthets verktøy der verktøyet samler data for å danne et asimutalt bilde; karakterisere en seksjon av formasjonen omfattende data og bilder ervervet i en borehullseksjon med steil vinkel eller horisontal borehullseksjon ved hjelp av en parametrisk modell; og utføre en inversjon ved hjelp av tilsynelatende tettheter og volumetriske fotoelektriske faktorbilder for å bygge en formasjonsmodell der inversjonen tilpasses borehullseksjoner med steil vinkel og/eller horisontale borehullseksjoner.

2. Metoden ifølge krav 1, videre omfattende etterbehandling omfattende å visualisere den inversjonsbygde modellen.

3. Metoden ifølge krav 1, der formasjonsmodellen videre omfatter borehullgeometri og fotoelektriske lagmodeller.

4. Metoden ifølge krav 1, videre omfattende forbehandling av dataene.

5. Metoden ifølge krav 4, der forbehandlingen er valgt fra gruppen bestående av logge-kvadrering, uttrekking av sinuskurve fra et bilde, banesegmentering, og en kombinasjon av disse.

6. Metoden ifølge krav 5, der loggen er det asimutalt kompenserte tetthetsbildet ervervet ved en enkelt måledybde.

7. Metoden ifølge krav 5, der loggen er den nederste kvadranttettheten fra det kompenserte bildet.

8. Metoden ifølge krav 5, der uttrekking av sinuskurven omfattet å tilpasse konturen ved hjelp av sinusoidfunksjonen, og å finne amplitude og fase.

9. Metoden ifølge krav 5, der uttrekking av sinuskurven omfatter behandling for å beregne fall og asimut av en laggrense fra sinusoid fase og amplitude.

10. Metoden ifølge krav 5, der uttrekking av sinuskurven omfatter en marsj kvadraters konturekstraksjon og logge-kvadrering.

11. Metoden ifølge krav 5, der banesegmentering omfatter å beregne størrelsen på det inversjonsbehandlende vinduet ved hjelp av beregnet relativt fall.

12. Metoden ifølge krav 11, der en vindusstørrelse er omvendt proporsjonal med relativt fall.

13. Metoden ifølge krav 5, der banesegmentering omfatter valg mellom steil vinkel og horisontale inversjonsinversjonsarbeidsflyter basert på relativt fall.

14. Metoden ifølge krav 13, der det relative fallet er omtrent 87° til omtrent 93°.

15. Metoden ifølge krav 1, der utførelsen av en inversjon omfatter å invertere borehullgeometri og/eller slamtetthet og/eller fotoelektrisk faktor ved hjelp av SS-tetthet og/eller differensial tetthet og/eller fotoelektriske faktormålinger.

16. Metoden ifølge krav 15, der invertering av borehullgeometrien er basert på parametrisk modell av borehullgeometrien og funksjonell form av borehullradiusen eller avstanden mellom sensoren og formasjonen.

17. Metoden ifølge krav 15, der de inverterte målingene er en asimutal sektor av et bilde eller et fullstendig bilde.

18. Metoden ifølge krav 15, der parametrisering er ved hjelp av harmonisk representasjon av borehullradiusen.

19. Metoden ifølge krav 15, der avstanden inverteres for hver sektor uavhengig av hverandre.

20. Metoden ifølge krav 1, der utførelsen av en inversjon omfatter å invertere formasjonsparametere ved hjelp av LS-tetthet, kompensert tetthet og/eller tilsynelatende volumetrisk fotoelektriske faktorasimutale bilder.

21. Metoden ifølge krav 1, der utførelsen av en inversjon er valgt fra gruppen bestående av å invertere formasjonslagtykkelse, tetthet, fotoelektriske faktorer, lagfall, eller en kombinasjon av disse.

22. Metoden ifølge krav 1, der inversjonen er en Gauss-Newton-inversjonsmetode.

23. Metoden ifølge krav 1, der verktøyet er å erverve data mens det roterer asimutalt.

24. Metoden ifølge krav 1, der verktøyet logger formasjonen under boring.