Спосіб оцінки якості геофізичних досліджень у свердловині

1 Спосіб оцінки геофізичних досліджень у свердловині, пробуреній у гірських породах, який відрізняється тим, що включає а) вибір датчика для вимірювання параметра поля землі і позиційного параметра у згаданій свердловині, б) визначення теоретичних похибок вимірювання згаданих параметрів цим датчиком, в) експлуатацію згаданого датчика під час вимірювання позиційного параметра і параметра поля землі у вибраному положенні в стволі свердловини, г) визначення різниці між виміряним параметром поля землі і відомою величиною згаданого параметра поля землі в згаданому положенні, а також визначення співвідношення між згаданою різницею та теоретичною похибкою вимірювання параметра поля землі, і д) визначення похибки вимірювання позиційного параметра, виходячи з добутку згаданого співвідношення та теоретичної похибки вимірювання позиційного параметра 2 Спосіб за п 1, який відрізняється тим, що згаданий датчик містить твердотільний інструментальний свердловинний прилад для дослідження магнітного поля, з принаймні одним магнітометром і принаймні одним акселерометром 3 Спосіб за п 2, який відрізняється тим, що твердотільний інструментальний свердловинний прилад для дослідження магнітного поля містить три магнітометри і три акселерометри 4 Спосіб за будь-яким з пп 1-3, який відрізняється тим, що стадія визначення теоретичних похибок вимірювання згаданих параметрів включає визначення теоретичних похибок вимірювання групи датчиків, до якої належить вибраний датчик 5 Спосіб за будь-яким з пп 1-4, який відрізняється тим, що згадані теоретичні похибки вимірювання базуються принаймні на одній з похибок датчика і похибці параметра поля землі 6 Спосіб за будь-яким з пп 1-5, який відрізняється тим, що додатково включає відбракування вимірювань у разі, якщо згадане співвідношення перевищує число 1 7 Спосіб за будь-яким з пп 1-6, який відрізняється тим, що згаданий позиційний параметр вибирається з таких параметрів, як нахил ствола свердловини та азимут ствола свердловини 8 Спосіб за п 7, який відрізняється тим, що в першому режимі експлуатації позиційний параметр являє собою нахил ствола свердловини, параметр поля землі являє собою гравітаційне поле землі, і теоретичні похибки позиційного параметра та параметра поля землі базуються на похибці датчика 9 Спосіб за п 7 або 8, який відрізняється тим, що в другому режимі експлуатації позиційний параметр являє собою азимут ствола свердловини, параметр поля землі являє собою напруженість магнітного поля землі, і теоретичні похибки позиційного параметра та параметра поля землі базуються на похибці датчика 10 Спосіб за будь-яким з пп 7-9, який відрізняється тим, що в третьому режимі експлуатації позиційний параметр являє собою азимут ствола свердловини, параметр поля землі являє собою напруженість магнітного поля землі, і теоретичні похибки позиційного параметра та параметра поля землі базуються на похибці магнітного поля землі 11 Спосіб за будь-яким з пп 7-10, який відрізняється тим, що в четвертому режимі експлуатації позиційний параметр являє собою азимут ствола свердловини, параметр поля землі являє собою кут нахилення магнітного поля землі, і теоретичні похибки позиційного параметра та параметра поля землі базуються на похибці датчика 12 Спосіб за будь-яким з пп 7-11, який відрізняється тим, що в п'ятому режимі експлуатації позиційний параметр являє собою азимут ствола свердловини, параметр поля землі являє собою кут нахилення магнітного поля землі, і теоретичні похибки позиційного параметра та параметра поля землі базуються на похибці параметра поля землі О і (О о (О З 46067 13 Спосіб за будь-яким з пп 9-12, який відрізняється тим, що стадія визначення похибки вимірювання позиційного параметра включає визначення максимальної абсолютної величини похибки вимі ряних позиційних параметрів, визначених в другому, третьому, четвертому і п'ятому режимах експлуатації свердловинного приладу Цей винахід стосується способу оцінки геофізичних досліджень у свердловині (ГДС), пробуреній у гірських породах У галузі буріння свердловин, наприклад, з метою розробки родовищ вуглеводнів, скрізь практикується вимірювання профілю свердловини під час буріння, для того, щоб переконатись у тому, що забій свердловини досягнув кінцевої цільової зони у товщі гірських порід Такі вимірювання можуть виконуватися з використанням характеристик гравітаційного поля землі і магнітного поля землі, для чого у буровій колоні на рівних відстанях один від одного разом встановлюються акселерометри і магнітометри Хоча ці датчики в більшості випадків забезпечують надійні результати, звичайно вважають за необхідне виконувати незалежне вимірювання "у другу руку" Незалежне вимірювання звичайно виконують з використанням гіроскопа, який опускають у ствол свердловини після встановлення в ньому обсадної колони Така процедура потребує багато коштів і часу на її виконання, через що виникає необхідність впровадження способу, який дозволяє уникнути проведення незалежних гіроскопічних вимірювань в) експлуатацію згаданого датчика з метою вимірювання позиційного параметра і параметра поля землі у вибраному положенні в стволі свердловини, г) визначення різниці між виміряним параметром поля землі і відомою величиною згаданого параметра поля землі в згаданому положенні, а також визначення співвідношення згаданої різниці і теоретичної похибки вимірювання параметра поля землі, і д) визначення похибки вимірювання позиційного параметра, виходячи з добутку згаданого співвідношення та теоретичної похибки вимірювання позиційного параметра Параметром поля землі може бути, наприклад, напруженість гравітаційного або магнітного поля землі, а позиційним параметром свердловини може бути, наприклад, нахил [відхилення осі від вертикалі] ствола свердловини або азимут ствола свердловини Співвідношення різниці між виміряним параметром поля землі та відомою величиною згаданого параметра поля землі у згаданому положенні і теоретичної похибки вимірювання позиційного параметра являє собою попередню перевірку якості дослідження Якщо значення виміряного параметра поля землі є у межах допуску вимірювання цього параметра, тобто якщо це співвідношення не перевищує величину 1, тоді якість дослідження є принаймні прийнятною Якщо співвідношення перевищує величину 1, якість дослідження вважається поганою Таким чином, це співвідношення є попереднім критерієм якості дослідження, а добуток цього співвідношення та теоретичної похибки вимірювання позиційного параметра (як це визначено на стадії г) є найкращою приблизною оцінкою якості дослідження В ЕР-А-0 384 537 описується спосіб геофізичних досліджень у свердловинах, за допомогою якого цілеспрямовані дані дослідження свердловини - за допомогою каротажу (ГДС) - обчислюються на базі параметрів поля землі, виміряних датчиками у стволі або на забої Для підвищення точності вимірювань очікувані значення напруженості гравітаційного поля землі, напруженості магнітного поля землі і кута магнітного нахилення обробляються методом множників Лагранжа з накладанням апроксимованих утрьох вимірах відхилень та ВІДЛІКІВ акселерометра та магнітометра В ЕР-А-0654 686 описується спосіб, у якому параметри номінальної напруженості магнітного поля і номінального кута нахилення використовуються в комбінації з відліками датчика, що дозволяє дати найточнішу оцінку осьової складової магнітного поля, яку застосовують для обчислення азимуту ствола свердловини Таким чином, об'єктом цього винаходу є впровадження способу оцінки геофізичного дослідження у свердловині, пробуреній у гірських породах, який дозволяє уникнути необхідності виконання незалежного ГДС "у другу руку" Згідно З ЦИМ винаходом впроваджується спосіб оцінки геофізичного дослідження у свердловині, пробуреній у гірських породах, цей спосіб включає а) вибір датчика для вимірювання параметра поля землі і позиційного параметра у стволі згаданої свердловини, б) визначення теоретичних похибок вимірювання згаданих параметрів датчиком, Нижче у тексті винахід висвітлено більш детально, на прикладах з посиланням на супровідні фігури На Фіг 1 схематично зображено твердотільний свердловинний прилад для дослідження магнітного поля, На Фіг 2 зображено діаграму значень різниці між виміряною та відомою напруженістю гравітаційного поля у зразковій свердловині в залежності від глибини ствола свердловини, На Фіг 3 зображено діаграму значень різниці між виміряною та відомою напруженістю магнітного поля у зразковій свердловині в залежності від глибини ствола свердловини, і На Фіг 4 зображено діаграму значень різниці між виміряним та відомим кутом нахилення у зразковій свердловині в залежності від глибини свердловини На Фіг 1 зображено твердотільний свердловинний прилад для дослідження магнітного поля 1, 46067 придатний для застосування згідно з цим винахотаційного та магнітного поля, одержані шляхом дом Свердловинний прилад включає певну КІЛЬвимірювання, коригують, роблячи поправку для КІСТЬ датчиків у вигляді тріади акселерометрів 3 та осьової та поперечно-осьвої інтерференції силотріади магнітометрів 5, у зв'язку з чим для зручнових ЛІНІЙ магнітного поля та для відхилення від осі, сті посилання окремі акселерометри і магнітометзумовленого положенням зовнішньої сторони прири не показані, лише показані їхні ВІДПОВІДНІ взаєладу ВІДПОВІДНИЙ спосіб коригування описується в моортогональні напрямки вимірювання X, Y і Z За ЕР-В-0193230, в цьому способі як початкові дані допомогою тріади акселерометрів вимірюють привикористовували локальну очікувану напруженість скорення сили тяжіння і за допомогою тріади магмагнітного поля та кут нахилення, а кінцеві дані нітометрів 5 вимірюють складові магнітного поля у одержували у вигляді коригованої напруженості цих напрямках Свердловинний прилад 1 має погравітаційного та магнітного полів та кута нахиздовжню вісь 7, що збігається із поздовжньою віслення Ці кориговані значення параметра поля сю ствола свердловини (не показано), в який опусземлі порівнювали з його відомими локальними кають свердловинний прилад 1 Напрямок значеннями, і для кожного параметра визначали пересування свердловинного приладу 1 вгору у різницю між обчисленим значенням і відомим знастволі свердловини позначається літерою Н ченням Звичайно під час використання свердловинноПопередню оцінку якості дослідження одерго приладу 1 його вводять у бурову колону (не жують шляхом порівняння різниць між кориговапоказано), яку використовують для поглиблення ними виміряними значеннями та відомими значенсвердловини У вибраних інтервалах ствола свернями параметрів поля землі G, В і D з похибками дловини свердловинний прилад 1 вимірює склавимірювання згаданих параметрів G, В і D Для дові гравітаційного поля землі G і магнітного поля того, щоб якість дослідження була прийнятною, землі В у напрямках X, Y і Z 3 виміряних складозгадана різниця не повинна перевищувати похибку вих G і В відомими у галузі способами визначають вимірювання На Фігурах 2, 3 і 4 наведено приклавеличини кута нахилення магнітного поля D, нахил ди результатів дослідження свердловини На Фігу(відхилення від вертикальної осі) ствола свердлорі 2 показано діаграму значень різниці AGm між вини 1 і азимут ствола свердловини А Перед покоригованим виміряним значенням і відомим знадальшою обробкою цих параметрів визначають ченням G в залежності від глибини ствола свердтеоретичні похибки G, В, D, І та А на базі даних ловини На Фігурі 3 показано діаграму значень калібрування, що представляють клас датчиків, до різниці ДВ т між коригованим виміряним значенням якого належать датчики свердловинного приладу і відомим значенням В, в залежності від глибини 1 (тобто величин зміщення, зсуву коефіцієнта маствола свердловини На Фігурах 4 показано діагсштабування і відхилення від осі), локальних флураму різниці ADm між коригованим виміряним знактуацій магнітного поля землі, запланованої траєкченням і відомим значенням D в залежності від торії ствола свердловини і поточних умов глибини ствола свердловини Похибки вимірюванексплуатації датчика, наприклад, коригування неня параметрів поля землі в цьому прикладі такі оброблених даних вимірювань Оскільки теоретипохибка G = dG = 0,0023g (де g є прискоренчні похибки G, В, D, І та А переважно залежать від ням сили тяжіння), точності датчиків, і похибок параметрів поля землі, похибка В = dB = 0,25цТ, зумовлених його невеликими флуктуаціями, сумапохибка D = dD = 0,25градусів рну теоретичну похибку кожного з цих параметрів Ці похибки вимірювання показано на фігурах у можна визначити, виходячи із суми теоретичних вигляді верхніх та нижніх границь 10, 12 для G, похибок, зумовлених характеристиками датчика і верхніх та нижніх границь 14, 16 для В і верхніх та флуктуаціями параметра поля землі У цьому опинижніх границь 18, 20 для D Як зображено на фісі використовується така система позначень гурах, усі значення AGm, ДВ т і ADm є у межах відd G h s = теоретична похибка напруженості граповідної похибки вимірювання, і, таким чином, ці вітаційного поля G, яка зумовлена похибкою датзначення вважаються прийнятними чика, Для визначення похибки позиційних параметths dB = теоретична похибка напруженості магрів І і А, як похідних виміряних параметрів поля нітного поля В, яка зумовлена похибкою датчика, землі G, В і D, спершу визначають такі співвідноdD t h s = теоретична похибка нахилення, яка шення зумовлена похибкою датчика, AG m /dG t h s dB t h 9 = теоретична похибка напруженості магAB m /dB t r нітного поля В, яка зумовлена похибкою, пов'язаною з флуктуаціями земного магнітного поля, tn g AB m /dB d D h 9 = теоретична похибка нахилення, яка ^th g AD"7dG L зумовлена похибкою, пов'язаною з флуктуаціями Де земного магнітного поля, AGm = різниця між коригованим виміряним d l t h s = теоретична похибка кута нахилу ствола значенням і відомим значенням G, свердловини, яка зумовлена похибкою датчика, tns ДВ т = різниця між коригованим виміряним знаdA = теоретична похибка азимуту свердлоченням і відомим значенням В, вини, яка зумовлена похибкою датчика, ADm = різниця між коригованим виміряним dA t h 9 = теоретична похибка азимуту свердлозначенням і відомим значенням D, вини, яка зумовлена похибкою, пов'язаною з флукДля обчислення похибки вимірювання куга натуаціями земного магнітного поля, хилу свердловини роблять припущення, що вищеУ наступній стадії некориговані значення граві 46067 зазначене співвідношення напруженості гравітацінного поля AGm / dG t n s відображає рівень усіх "джерел" складових похибок, які складають похибку кута нахилу Якщо, наприклад, на станції ГДС виявлено, що в буровій колоні співвідношення дорівнює 0,85, тоді робиться припущення, що всі похибки датчиків в буровій колоні мають значення ths на рівні 0,85 від значення dl Таким чином, виміряна похибка кута нахилу в буровій колоні для всіх станцій ГДС дорівнює m m ths tns Al = a6s[(AG /dG )dl ], Де ДҐ = похибка виміряного кута нахилу, зумовлена похибкою датчика Похибка виміряного азимута визначається аналогічним шляхом, однак при цьому похибка азимуту може бути сформована двома "джерелами" [тобто складовими] (похибка датчика та геомагнітна похибка) Для кожного з цих "джерел" є ПОХІДНІ напруженості магнітного поля і кута нахилення, внаслідок чого загалом мають місце чотири5 в похибки вимірювання азимуту ДА = abs [(ДВ /dB t h s )dA t h s ] ДА5 D = abs /dD t h s )dA t h s ] = abs[(AB"7dB t h 9 )dA t h 9 ] Для цих значень максимальною вважається похибка вимірювання азимуту ДА т , тобто 8 т 5 в 5 D 9 в 9D ДА = max [ДА , ДА , ДА , ДА ] З похибок виміряного нахилу та азимута ствола свердловини можна одержати похибки горизонтального та вертикального місцеположення у стволі Ці похибки місцеположення звичайно визначають, використовуючи коваріативний ПІДХІД Для полегшення обчислень можна застосувати більш простий метод т m LPU, = LPU, і + (AHD, - AHD, і) (ДА, sin l, + ДА, Г sin І, Г ) / 2 , і т UPU, = UPU, і + (AHD, - AHD, 1) (ДІ, + ДА, Г) / 2 Де LPU, = похибка горизонтального місцеположення у точці і AHD, = глибина ствола свердловини у точці і т ДА, = похибка виміряного азимуту у точці і т ДІ, = похибка виміряного нахилу в ТОЧЦІ І UPU, = похибка вертикального місцеположення у точці і Таким способом визначають похибки горизонтального місцеположення і похибки вертикального місцеположення, далі їх порівнюють з теоретичними похибками горизонтального та вертикального місцеположення (одержаними з теоретичних похибок нахилу та азимуту ствола), встановлюючи нарешті показник якості геофізичних досліджень у свердловині 2/2 ooconooooDO ао 0-30!) • ІМІОQIQU -Я 05D -0-1ВД -вш dH - II 1SQ l&OO '" 17DB 19UD 1-SDfl Фіг. З j о в &о о в а D-1A0 ' 0-0500-000 O1BB-0-15D •(-2(0- 10 / -. ooooooooooo о a Шй 1700 HOP iqcio га ОЙ ГЛИБИНА СВЕРДЛОВИНИ {МЕТРИ) Фіг. 4 46067 10 ДП «Український інститут промислової власності» (Укрпатент) вул Сім'ї Хохлових, 15, м Київ, 04119, Україна (044) 456 - 20 - 90 ТОВ "Міжнародний науковий комітет" вул Артема, 77, м Київ, 04050, Україна (044)216-32-71