1. Способ мониторинга пластового резервуара, включающий выполнение первой совокупности электромагнитных измерений в местах, расположенных на поверхности земли; выполнение первого измерения по меньшей мере одним датчиком, расположенным в скважине вблизи пластового резервуара; определение начальной модели геологической среды на основе первой совокупности электромагнитных измерений и первого измерения датчика, причем начальная модель геологической среды включает пространственное распределение межфлюидного контакта; повторение измерений датчиком и электромагнитных измерений в выбранные моменты времени; и повторное определение пространственного распределения межфлюидного контакта по результатам повторных измерений.

2. Способ мониторинга пластового резервуара, включающий выполнение первой совокупности гальванических измерений в местах, расположенных на поверхности земли; выполнение первого измерения по меньшей мере одним датчиком, расположенным в скважине вблизи пластового резервуара; определение начальной модели геологической среды на основе первой совокупности гальванических измерений и первого измерения датчика, причем начальная модель геологической среды включает пространственное распределение межфлюидного контакта; повторение измерений датчиком и гальванических измерений в выбранные моменты времени; и повторное определение пространственного распределения межфлюидного контакта по результатам повторных измерений.

3. Способ по п.1 или 2, в котором выходной сигнал по меньшей мере одного датчика, по меньшей мере, частично зависит от характера насыщенности пластового резервуара.

4. Способ по п.3, в котором по меньшей мере один датчик содержит датчик удельного электрического сопротивления, или сейсмический датчик, или датчик скорости акустической волны, или датчик объемной плотности, или датчик сечения захвата нейтронов.

5. Способ по п.1, в котором определение начальной модели геологической среды или пространственного распределения межфлюидного контакта включает обратную обработку первого измерения по меньшей мере одного датчика и первой совокупности электромагнитных измерений.

6. Способ по п.1 или 2, в котором по меньшей мере один датчик стационарно размещают в скважине, пробуренной вблизи пластового резервуара.

7. Способ по п.1 или 2, в котором по меньшей мере один датчик для выполнения измерений вводят в скважину с использованием, по меньшей мере, либо каротажного кабеля, либо бурильной трубы, либо гибкой насосно-компрессорной трубы.

8. Способ по п.1, в котором выполнение электромагнитных измерений включает выполнение измерений магнитотеллурическим методом или выполнение электромагнитных индукционных измерений с управляемым источником.

9. Способ по п.8, в котором выполнение электромагнитных индукционных измерений с управляемым источником включает выполнение измерений методом многочастотного зондирования или методом переходных процессов электромагнитного поля.

10. Способ по п.1, включающий выполнение первой совокупности гальванических измерений по меньшей мере в одном выбранном месте на поверхности земли, при этом в процессе определения начальной модели геологической среды учитывают результаты первой совокупности гальванических измерений.

11. Способ по п.10, включающий повторение гальванических измерений в выбранные моменты времени, при этом в процессе повторного определения пространственного распределения межфлюидного контакта учитывают результаты повторных гальванических измерений.

12. Способ по п.2, в котором определение начальной модели геологической среды или пространственного распределения межфлюидного контакта включает обратную обработку первого измерения по меньшей мере одного датчика и первой совокупности гальванических измерений.

13. Способ по п.2, включающий выполнение первой совокупности электромагнитных измерений по меньшей мере в одном выбранном месте на поверхности земли, при этом в процессе определения начальной модели геологической среды учитывают результаты первой совокупности электромагнитных измерений.

14. Способ по п.13, в котором выполнение электромагнитных измерений включает выполнение измерений магнитотеллурическим методом или выполнение электромагнитных измерений с управляемым источником.

15. Способ по п.14, в котором выполнение электромагнитных измерений с управляемым источником включает выполнение измерений методом переходных процессов электромагнитного поля или методом многочастотного зондирования.

16. Система для картографирования геологических структур, содержащая совокупность электромагнитных датчиков, расположенных по выбранной схеме на поверхности земли; по меньшей мере один датчик, установленный в скважине, пробуренной вблизи подлежащей картографированию подземной структуры; и средства для картографирования подземной структуры на основании измерений, выполненных электромагнитными датчиками и указанным по меньшей мере одним датчиком, причем средства для картографирования содержат средства для определения пространственного распределения межфлюидного контакта в земле.

17. Система по п.16, в которой средства для картографирования содержат средства для обратной обработки измерений, выполненных электромагнитными датчиками и указанным по меньшей мере одним датчиком.

18. Система по п.16, в которой выходной сигнал указанного по меньшей мере одного датчика, по меньшей мере, частично зависит от характера насыщенности пластового резервуара.

19. Система по п.16, в которой указанный по меньшей мере один датчик содержит датчик удельного электрического сопротивления, или сейсмический датчик, или датчик скорости акустической волны, или датчик объемной плотности, или датчик сечения захвата нейтронов.

20. Система по п.16, в которой электромагнитные датчики содержат электромагнитные индукционные датчики с управляемым источником, или гальванические датчики, или магнитотеллурические датчики.

21. Система по п.20, в которой электромагнитные индукционные датчики с управляемым источником содержат датчики непрерывного сигнала или датчики переходных процессов электромагнитного поля.

22. Система по п.16, содержащая по меньшей мере один гальванический датчик, расположенный вблизи поверхности земли.

 

(57) Реферат / Формула:
Способ мониторинга пластового резервуара, включающий выполнение первой совокупности электромагнитных измерений в местах, расположенных на поверхности земли; выполнение первого измерения по меньшей мере одним датчиком, расположенным в скважине вблизи пластового резервуара; определение начальной модели геологической среды на основе первой совокупности электромагнитных измерений и первого измерения датчика, причем начальная модель геологической среды включает пространственное распределение межфлюидного контакта; повторение измерений датчиком и электромагнитных измерений в выбранные моменты времени; и повторное определение пространственного распределения межфлюидного контакта по результатам повторных измерений.

2. Способ мониторинга пластового резервуара, включающий выполнение первой совокупности гальванических измерений в местах, расположенных на поверхности земли; выполнение первого измерения по меньшей мере одним датчиком, расположенным в скважине вблизи пластового резервуара; определение начальной модели геологической среды на основе первой совокупности гальванических измерений и первого измерения датчика, причем начальная модель геологической среды включает пространственное распределение межфлюидного контакта; повторение измерений датчиком и гальванических измерений в выбранные моменты времени; и повторное определение пространственного распределения межфлюидного контакта по результатам повторных измерений.

3. Способ по п.1 или 2, в котором выходной сигнал по меньшей мере одного датчика, по меньшей мере, частично зависит от характера насыщенности пластового резервуара.

4. Способ по п.3, в котором по меньшей мере один датчик содержит датчик удельного электрического сопротивления, или сейсмический датчик, или датчик скорости акустической волны, или датчик объемной плотности, или датчик сечения захвата нейтронов.

5. Способ по п.1, в котором определение начальной модели геологической среды или пространственного распределения межфлюидного контакта включает обратную обработку первого измерения по меньшей мере одного датчика и первой совокупности электромагнитных измерений.

6. Способ по п.1 или 2, в котором по меньшей мере один датчик стационарно размещают в скважине, пробуренной вблизи пластового резервуара.

7. Способ по п.1 или 2, в котором по меньшей мере один датчик для выполнения измерений вводят в скважину с использованием, по меньшей мере, либо каротажного кабеля, либо бурильной трубы, либо гибкой насосно-компрессорной трубы.

8. Способ по п.1, в котором выполнение электромагнитных измерений включает выполнение измерений магнитотеллурическим методом или выполнение электромагнитных индукционных измерений с управляемым источником.

9. Способ по п.8, в котором выполнение электромагнитных индукционных измерений с управляемым источником включает выполнение измерений методом многочастотного зондирования или методом переходных процессов электромагнитного поля.

10. Способ по п.1, включающий выполнение первой совокупности гальванических измерений по меньшей мере в одном выбранном месте на поверхности земли, при этом в процессе определения начальной модели геологической среды учитывают результаты первой совокупности гальванических измерений.

11. Способ по п.10, включающий повторение гальванических измерений в выбранные моменты времени, при этом в процессе повторного определения пространственного распределения межфлюидного контакта учитывают результаты повторных гальванических измерений.

12. Способ по п.2, в котором определение начальной модели геологической среды или пространственного распределения межфлюидного контакта включает обратную обработку первого измерения по меньшей мере одного датчика и первой совокупности гальванических измерений.

13. Способ по п.2, включающий выполнение первой совокупности электромагнитных измерений по меньшей мере в одном выбранном месте на поверхности земли, при этом в процессе определения начальной модели геологической среды учитывают результаты первой совокупности электромагнитных измерений.

14. Способ по п.13, в котором выполнение электромагнитных измерений включает выполнение измерений магнитотеллурическим методом или выполнение электромагнитных измерений с управляемым источником.

15. Способ по п.14, в котором выполнение электромагнитных измерений с управляемым источником включает выполнение измерений методом переходных процессов электромагнитного поля или методом многочастотного зондирования.

16. Система для картографирования геологических структур, содержащая совокупность электромагнитных датчиков, расположенных по выбранной схеме на поверхности земли; по меньшей мере один датчик, установленный в скважине, пробуренной вблизи подлежащей картографированию подземной структуры; и средства для картографирования подземной структуры на основании измерений, выполненных электромагнитными датчиками и указанным по меньшей мере одним датчиком, причем средства для картографирования содержат средства для определения пространственного распределения межфлюидного контакта в земле.

17. Система по п.16, в которой средства для картографирования содержат средства для обратной обработки измерений, выполненных электромагнитными датчиками и указанным по меньшей мере одним датчиком.

18. Система по п.16, в которой выходной сигнал указанного по меньшей мере одного датчика, по меньшей мере, частично зависит от характера насыщенности пластового резервуара.

19. Система по п.16, в которой указанный по меньшей мере один датчик содержит датчик удельного электрического сопротивления, или сейсмический датчик, или датчик скорости акустической волны, или датчик объемной плотности, или датчик сечения захвата нейтронов.

20. Система по п.16, в которой электромагнитные датчики содержат электромагнитные индукционные датчики с управляемым источником, или гальванические датчики, или магнитотеллурические датчики.

21. Система по п.20, в которой электромагнитные индукционные датчики с управляемым источником содержат датчики непрерывного сигнала или датчики переходных процессов электромагнитного поля.

22. Система по п.16, содержащая по меньшей мере один гальванический датчик, расположенный вблизи поверхности земли.

 

---

008162
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится, в целом, к области геофизической съемки структур геологической среды. Более конкретно, изобретение относится к системам и способам съемки изменений в составе и строении земных формаций с течением времени.
Предшествующий уровень техники
Способы геофизической съемки для определения строения среды под поверхностью земли включают среди прочего, например, сейсморазведку, магнитотеллурическую съемку, электромагнитную съемку с регулируемым источником. При сейсморазведке матрица сейсмических датчиков размещается на поверхности земли, или вблизи водной поверхности, или на морском дне при различных типах морской сейсморазведки и один или несколько источников сейсмической энергии включаются на поверхности земли или вблизи от поверхности в месте, расположенном неподалеку от матрицы сейсмических датчиков. Производится запись сигналов, соответствующих сейсмической энергии, зарегистрированных каждым из датчиков в матрице, с индексацией по времени действия источника сейсмической энергии. Сейсмическая энергия распространяется вниз от источника и отражается от границ акустического импеданса под поверхностью земли. Отраженная энергия регистрируется датчиками. Из уровня техники известны различные способы определения строения среды под матрицей датчиков и/или вблизи от нее по зарегистрированным сигналам, соответствующим отраженной сейсмической энергии. Другие способы, известные из уровня техники, позволяют оценить характер насыщенности пласта в пористой толще пород по таким характеристикам отраженной энергии, как ее фаза и/или амплитуда.
Один из способов сейсмического картографирования включает повторную съемку одной и той же зоны под поверхностью земли через выбранные промежутки времени после проведения первоначальной сейсморазведки. Одна из целей такой повторной сейсморазведки состоит в том, чтобы определить пределы, до которых распространились флюиды в поровом пространстве проницаемых пластов. Особенно важное применение съемки движения флюидов состоит в определении изменения нефтегазосодержания пластовых резервуаров, поскольку такие проницаемые пласты являются источником экономически полезных флюидов, таких как нефть. Такая повторная сейсморазведка известна на уровне техники как четырехмерная (4D) сейсмосъемка. С помощью четырехмерной сейсмосъемки можно, например, определить, где нефть и/или газ вытесняются из нефтеносного проницаемого пласта ("резервуара") и замещаются водой. Мониторинг таких перемещений нефти, газа и воды особенно полезен для определения, не может ли определенная скважина, пробуренная в пластовый резервуар, неожиданно начать качать воду. Четырехмерная сейсмосъемка может также быть полезной для определения предполагаемых мест и/или геологических целей бурения скважин для добычи нефти и/или газа с учетом перемещения нефти и/или газа из их первоначально обнаруженного местоположения в резервуаре.
Четырехмерная сейсмосъемка обладает тем преимуществом, что она сравнительно легко осуществима и позволяет выполнить съемку движения флюидов под поверхностью земли без необходимости проникновения в пластовые резервуары во многих удаленных друг от друга местах.
Для определения движения флюидов в толще пород с помощью четырехмерной сейсмосъемки требуется, однако, чтобы исследуемые флюиды вызывали заметные изменения сейсмических свойств формаций, в которых они находятся, когда характер насыщенности пласта изменяется с течением времени. В некоторых случаях, когда, например, нефть и вода в пластовом резервуаре имеют сходные акустические свойства, может оказаться затруднительным отслеживать движение нефти и воды в пластовом резервуаре с помощью четырехмерной сейсмосъемки.
Другой способ исследования строения среды под поверхностью земли, известный из уровня техники, - это магнитотеллурическая съемка (МТ). МТ-съемка описана, например, в работе К. Возова (K. Vo-zoff) "Магнитотеллурический метод исследования седиментационных бассейнов" ("The Magnetotelluric Method in the Exploration of Sedimentary Basins"), Geophysics 37, 98-141 (1972). В общих чертах, МТ-метод съемки структур геологической среды состоит в размещении матрицы датчиков электрического и магнитного поля на поверхности земли. Электромагнитные поля индуцируются в геологической среде ионными токами, протекающими в ионосфере земли. Ионосферные токи вызывают практически плоские электромагнитные волны, распространяющиеся вниз и проникающие вглубь земли. Матрица датчиков обнаруживает электрические и магнитные поля, индуцируемые плоскими волнами в земных породах. Величина электромагнитного поля, индуцированного плоской волной в каком-либо месте земной поверхности, зависит от пространственного распределения электропроводящего материала в геологической среде. МТ-методы съемки обладают тем достоинством, что в них используются относительно недорогие, легко устанавливаемые датчики и не требуются отдельные источники энергии для активизации земных структур. Однако при МТ-методах требуется, чтобы исследуемые структуры обладали достаточно большой электропроводностью, чтобы создавать на поверхности земли заметные составляющие электромагнитных полей. Нефтеносные формации, например, имеют высокое электрическое сопротивление по сравнению с окружающими формациями. Съемка перемещений нефти или газа с помощью одного только МТ-метода оказалась поэтому затруднительной.
В других системах и при других способах мониторинга движения флюидов в земных породах используются постоянно установленные датчики, расположенные в выбранных скважинах, пробуренных в
- 1 -
008162
геологической среде. Это могут быть датчики электрического удельного сопротивления, устройства для измерения естественной радиации, акустические датчики и другие типы измерительных устройств, предназначенных для измерения движения флюидов, известные на уровне техники, см., например, патент США № 5,886,255, выданный Аронстаму (Aronstam). Применение способа, описанного в патенте '255 Аронстама, может быть дорогостоящим и, в общем, ненадежным вследствие большого числа датчиков, используемых в этом способе. Другие системы для контроля пластовых резервуаров и/или управления технологическими процессами с помощью постоянно установленных датчиков описаны, например, в патенте США № 5,597,042, выданном Тубелю (Tubel) и др., и патенте США № 5,662,165, выданном Ту-белю (Tubel) и др. Геофизические системы для скважинных измерений описаны Винегаром (Vinegar) и др. в опубликованной заявке США № 2002/0043369 А1 и содержат, главным образом, датчики температуры, давления и акустические датчики.
В других способах мониторинга перемещения углеводородных флюидов в пластовых резервуарах используют каротаж скважин в определенные периоды времени с использованием приборов импульсного нейтронного каротажа (захват нейтронов поперечным сечением), таких как выпускаемый фирмой Baker Hughes, Inc., Хьюстон, Техас прибор марки PDK-100. При скважинном каротаже измерительный прибор опускают в скважину на конце бурильной трубы, на гибкой насосно-компрессорной трубе или, чаще всего, на конце бронированного электрического кабеля. Когда прибор погружается в скважину или извлекается из скважины, производится запись с отметкой глубины, на которой производится измерение. Такой способ скважинного каротажа позволяет определить в каждой исследуемой скважине, на какой глубине происходит контакт между углеводородом и водой. С течением времени, по мере того, как из пластового резервуара поступает нефть и/или газ, межфлюидный контакт в каждой скважине, пробуренной в пласт, может изменяться. Измеряя глубину в нескольких скважинах в заданные периоды времени, можно определить изменение распределения контакта в функции времени. Каротаж отдельных скважин -это сложная и дорогостоящая операция, особенно на работающей скважине, так как на время каротажа добыча должна быть остановлена, то есть скважина должна быть закрыта. Закрытие и каротаж большого количества скважин для определения изменения распределения контактов при использовании способов каротажа скважин, известных из уровне техники, может быть сложной и дорогой процедурой. Кроме того, в некоторых продуктивных пластах может не быть достаточного количества скважин, входящих в пласт, чтобы можно было достаточно надежно определить изменения в распределении контактов.
Способы съемки электропроводящих частей формации описаны Торрес-Вердином (Torres-Verdin) и др. в патенте США № 5,767,680, в котором для определения формы и местоположения поверхностей раздела воды и нефти используются электрические измерения на постоянном и переменном токе.
В других способах, например, изложенных в патенте США № 6,266,619 В1, "извлечение данных" о нижних горизонтах и приведение их в соответствие с характером протекания процесса добычи используются для оптимизации управления скважиной.
Поэтому существует необходимость в системе для съемки изменения характера насыщенности пласта, которая может быть использована там, где перемещающиеся флюиды мало различаются между собой по акустическому импедансу, где перемещающиеся флюиды имеют сравнительно высокое удельное электрическое сопротивление, и которая не требует стационарной установки датчиков практически во всех скважинах, пробуренных в пласт.
Сущность изобретения
Одним из аспектов изобретения является способ мониторинга пластового резервуара. Способ включает выполнение первой совокупности электромагнитных измерений в выбранных местах на поверхности земли и выполнение первого измерения по меньшей мере одним датчиком, расположенным вблизи пластового резервуара в скважине. На основе первых электромагнитных измерений и первого измерения датчика определяют начальную модель геологической среды. Начальная модель геологической среды включает межфлюидный контакт. В выбранные моменты времени повторяют измерения датчиком и электромагнитные измерения и по результатам повторных измерений определяют пространственное распределение межфлюидного контакта.
Другим аспектом изобретения является система для картографирования геологических структур. Система, соответствующая этому аспекту изобретения, содержит ряд электромагнитных датчиков, размещенных по выбранной схеме на поверхности земли, по меньшей мере один датчик, расположенный в скважине, пробуренной вблизи подлежащей картографированию подземной структуры, и средства для картографирования подземной структуры на основании измерений, выполненных электромагнитными датчиками и указанным по меньшей мере одним датчиком. В некоторых вариантах электромагнитные датчики включают магнитотеллурические датчики. В других вариантах электромагнитные датчики включают электромагнитные индукционные датчики с управляемым источником.
Другим аспектом изобретения является способ мониторинга пластового резервуара, включающий выполнение первой совокупности гальванических измерений в местах, расположенных на поверхности земли. Выполняют первое измерение по меньшей мере одним датчиком, расположенным вблизи пластового резервуара в скважине. На основе первой совокупности гальванических измерений и первого измерения датчика определяют начальную модель геологической среды. Начальная модель геологической
- 2 -
008162
среды включает пространственное распределение межфлюидного контакта. Способ, соответствующий этому аспекту, включает повторение измерений датчиком и гальванических измерений в выбранные моменты времени и повторное определение пространственного распределения межфлюидного контакта по результатам повторных измерений. Некоторые варианты реализации способа, соответствующего этому аспекту изобретения, включают выполнение электромагнитных измерений, таких как индукционные измерения или магнитотеллурические измерения. Определение начальной модели геологической среды и пространственного распределения межфлюидного контакта производят с учетом результатов электромагнитных измерений.
Другие аспекты и преимущества изобретения очевидны из нижеследующего описания и формулы изобретения.
Краткий перечень фигур чертежей
На фиг. 1 схематически представлен вариант системы в соответствии с изобретением. На фиг. 2 представлен другой вариант системы измерений на поверхности в соответствии с изобретением.
На фиг. 3 представлен еще один вариант системы измерений на поверхности в соответствии с изобретением.
На фиг. 4 представлен пример блок-схемы способа в соответствии с изобретением.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
На фиг. 1 схематически представлен вариант комбинированной системы измерений в соответствии с изобретением. В этом варианте ряд магнитотеллурических датчиков (МТ), изображенных в виде пространственных (трехкомпонентных) датчиков магнитного поля, обозначенных буквой Н, и датчики составляющей электрического поля, обозначенные буквой Е, размещены в соответствии с выбранной схемой или сеткой на поверхности 11 земли. Датчики Е и Н предпочтительно размещаются вблизи расположения нефтеносного резервуара 12, который подвергается исследованию. Датчики Е, Н могут быть стационарно установлены вблизи поверхности или в нижних горизонтах, но в некоторых вариантах могут устанавливаться только на время выполнения МТ-измерений. Измерения, произведенные датчиками Е, Н, передаются в регистрирующий блок 10 для записи и/или обработки с помощью одного или нескольких способов в соответствии с изобретением. Конструктивные реализации датчиков Е, Н, показанных на фиг. 1, могут быть датчиками, обычно используемыми на суше, но могут быть и морскими МТ-датчиками любого типа, известного из уровня техники. Пример МТ-датчика для установки на морском дне описан в патенте США № 5,770,945. Точное количество МТ-датчиков и их размещение будет зависеть от ряда факторов, в том числе от географической протяженности и глубины резервуара 12. Поэтому количество и расположение МТ-датчиков не ограничивает объема изобретения.
Резервуар 12 может быть проницаемой формацией любого типа, известной в технике добычи, например нефти, из порового пространства в горной породе, образующей резервуар 12. В данном примере резервуар может простираться в области 12А через разлом 14 или аналогичный разрыв геологической непрерывности, образующий подходящую структуру, или "ловушку" на одной стороне разлома 14. В данном примере резервуар 12 включает нефтеносный слой 16, расположенный, как правило, над водоносным слоем 17. Как известно из уровня техники, когда нефть удаляется из нефтеносного слоя 16, то во многих резервуарах реликтовая вода в водоносном слое 17 перемещается в поровое пространство в резервуаре 12, освобождаемое откачиваемой нефтью.
Данный вариант реализации системы содержит по меньшей мере одну контрольную скважину 18, пробуренную вблизи резервуара 12 или сквозь него. В контрольной скважине 18 установлен по меньшей мере один датчик 20, выходной сигнал которого, по меньшей мере, частично зависит от общего характера насыщенности пласта в резервуаре 12. Например, выходные сигналы датчика скорости акустической волны (интервального времени пробега), сейсмического датчика (гидрофон или геофон) и датчика электрического удельного сопротивления, хотя бы частично, зависят от характера насыщенности пластового резервуара 12. К другим типам датчиков, которые могут быть использованы в изобретении, относятся датчики сечения захвата нейтронов и датчики объемной плотности. Все вышеупомянутые типы датчиков хорошо известны из уровня техники, так же как способы их применения.
По мере того как нефть удаляется из резервуара 12, положение межфлюидного контакта 15 изменяется, обычно перемещаясь вверх при удалении нефти. Характеристики резервуара 12, такие как электрическое удельное сопротивление или акустический импеданс, могут изменяться по мере перемещения межфлюидного контакта в резервуаре 12. В некоторых вариантах реализации изобретения контрольная скважина 18 может быть скважиной, через которую флюиды откачиваются из резервуара 12. В других вариантах контрольная скважина 18 может быть отдельной скважиной, через которую не производится откачка флюида. Измерения, выполняемые по меньшей мере одним датчиком 20 в контрольной скважине 18, в некоторых вариантах могут загружаться в запоминающее устройство (не показано отдельно) и/или могут передаваться в регистрирующий блок 10 для записи и интерпретации.
По меньшей мере один датчик 20 может устанавливаться в контрольной скважине 18 любым из многочисленных способов, известных из уровня техники. В некоторых вариантах датчик 20 стационарно устанавливается в контрольной скважине 18, например, посредством прикрепления к трубе ствола сква
- 3 -
008162
жины или обсадной трубе (не показана). В других вариантах датчик 20 может опускаться в контрольную скважину 18 на бронированном электрическом кабеле (т.н. "стандартный каротаж "). В следующих вариантах датчик 20 может вводиться на конце бурильной трубы или на гибкой насосно-компрессорной трубе (т.н. "каротаж с перемещением на трубе").
В некоторых вариантах может быть более одной контрольной скважины с установленным в ней датчиком. Использование нескольких контрольных скважин с установленными в них датчиками позволяет увеличить охват территории, на которой определяется движение флюидов в резервуаре, имеющем большую географическую протяженность. В других вариантах может производиться мониторинг более чем одного резервуара в пределах определенной географической области. В некоторых вариантах в одной или в нескольких специально пробуренных контрольных скважинах датчики могут устанавливаться стационарно, тогда как другие скважины, пробуренные в резервуаре 12 с целью добычи нефти и/или газа, могут использоваться в определенные периоды времени для выполнения контрольных измерений в резервуаре с помощью введения датчиков определенного типа на каротажном кабеле или на трубе.
В одной реализации способа в соответствии с изобретением первая совокупность МТ-измерений выполняется и предпочтительно записывается до начала добычи нефти и/или газа в резервуаре или вскоре после начала добычи нефти и/или газа. Первая совокупность измерений выполняется также по меньшей мере одним датчиком 20 в контрольной скважине 18 в то же самое время или около этого времени.
В одном варианте определяют первую модель геологической среды. Первая модель геологической среды отображает структуру геологической среды, включая первое или начальное положение межфлюидного контакта 15. Начальная структура может определяться посредством сейсмосъемки на поверхности в сочетании с одним или с несколькими хорошо известными способами подземного картографирования, включая использование каротажных кривых из одной или нескольких скважин, пробуренных в резервуаре, и/или результаты измерений, выполненных датчиком 20 в контрольной скважине 18. Таким образом, первая совокупность МТ-измерений и первая совокупность измерений датчика соответствуют исходному состоянию флюидов в резервуаре 12. В качестве альтернативы первая модель геологической среды может быть определена посредством обращения обработки МТ-измерений и измерений датчика 20, чтобы структура геологической среды, включая структуру и положение межфлюидного контакта 15, известная, например, по каротажным измерениям и/или сейсмическим измерениям на поверхности, как можно лучше совпадала с предсказанной совокупностью MT-измерений, выполненных на поверхности, и предсказанной совокупностью измерений, выполненных датчиком 20.
Когда флюид отводится из резервуара 12, могут быть выполнены повторные совокупности MT-измерений в сочетании с повторными измерениями, выполненными датчиком 20 в выбранные периоды времени. Изменения положения межфлюидного контакта 15 в местах, расположенных вне контрольной скважины 18, могут быть определены с помощью обращения обработки MT-измерений и измерения, выполненного датчиком 20, как для первой совокупности измерений (совокупности измерений, включающей МТ-измерения и измерения датчика).
В некоторых вариантах может оказаться полезным включить измерения, выполненные на других скважинах, пробуренных в резервуаре 12, чтобы повысить точность, с которой произведено картографирование межфлюидного контакта 15 в местах, расположенных вне контрольной скважины 18. Такими скважинами могут быть, как указывалось выше, скважины, качающие флюид, и/или специально пробуренные контрольные скважины. В таких вариантах измерения, выполненные датчиком (датчиками) в одной или нескольких контрольных скважинах, используются в сочетании с измерениями, выполненными в геологической среде для картографирования или определения пространственного распределения межфлюидного контакта 15 в выбранные периоды времени. Как понятно специалистам в данной области, количество контрольных скважин, количество постоянно задействованных датчиков и количество датчиков и их типов может быть выбрано для наилучшего соответствия конкретному типу исследуемого резервуара. К числу параметров, которые могут влиять на выбор типов и количества датчиков, устанавливаемых в скважинах, относятся проницаемость резервуара, различия в проводимости между нефтегазоносной частью резервуара и водоносной частью резервуара с реликтовыми водами, а также географическая протяженность резервуара. Например, мониторинг резервуара, имеющего очень большую географическую протяженность, может быть произведен более точно при использовании большего количества разбросанных в пространстве контрольных скважин, чем мониторинг географически более компактного резервуара. Аналогично, мониторинг формации резервуара с высокой вертикальной проницаемостью может быть выполнен точнее при использовании более тесно расположенных контрольных скважин. В соответствии с этим количество контрольных скважин и тот факт, устанавливаются ли в этих скважинах стационарные датчики или спускаемые датчики (перемещаемые на бурильной трубе или каротажном кабеле), не ограничивают объем изобретения.
МТ-измерения - это только один из типов измерений, выполняемых на поверхности в соответствии с изобретением. Другая реализация системы в соответствии с изобретением показана на фиг. 2 применительно к датчикам, устанавливаемым на поверхности. В варианте, показанном на фиг. 2, ряд электромагнитных датчиков с управляемым источником изображен в виде проволочных контуров 22, расположенных в определенных положениях на поверхности земли близи пластового резервуара (12 на фиг. 1). В
- 4 -
008162
этом варианте контуры 22 оперативно соединены с регистрирующим устройством 24. Регистрирующее устройство 24 содержит электрические схемы (не показаны отдельно) любого известного из уровня техники типа для подачи в контуры 22 тока соответствующего вида и для восприятия и интерпретации напряжений, индуцированных в контурах 22 электромагнитными полями, индуцированными в геологической среде. Электромагнитные поля индуцируются, как известно из уровня техники, под действием электрических токов, протекающих в одном или в нескольких контурах 22. Ток, протекающий в одном или нескольких контурах 22, может быть длительным переменным током с одной или несколькими выбранными частотами, чтобы методами многочастотного зондирования, известными из уровня техники, могла быть получена картина геологической среды. В альтернативном варианте ток, протекающий в одном или нескольких контурах 22, может быть кратковременным (переходным), чтобы представить картину геологической среды с помощью способа, известного из уровня техники как отображение LOTEM (переходное электромагнитное максимальное удаление). Как и в предыдущем варианте, изображения геологической среды могут быть скомбинированы с данными, полученными от датчика (20 на фиг. 1), расположенного в контрольной скважине (18 на фиг. 1), чтобы определить геометрическое распределение межфлюидного контакта (15 на фиг. 1) в выбранные периоды времени.
Еще один вариант системы, соответствующей изобретению, представлен на фиг. 3. Ряд гальванических датчиков с регулируемым источником изображен в виде дипольных электродов 26, расположенных в определенных местах на поверхности земли вблизи пластового резервуара (12 на фиг. 1). В этом варианте электроды 26 оперативно соединены с регистрирующим устройством 24. Регистрирующее устройство 24 содержит электрические схемы (не показаны отдельно) любого известного из уровня техники типа для подачи на электроды 26 тока соответствующего вида и для восприятия и интерпретации напряжений, индуцированных в электродах 26 электрическими полями, индуцированными в геологической структуре. Электрические поля индуцируются, как известно из уровня техники, под действием электрических токов, протекающих через один или несколько электродов 26. Ток, протекающий в одном или нескольких электродах 26, может быть длительным, так чтобы методами многочастотного зондирования, известными из уровне техники, могла быть получена картина геологической среды. Как и в предыдущем варианте, изображения геологической среды могут быть скомбинированы с данными, полученными от датчика (20 на фи. 1), расположенного в контрольной скважине (18 на фиг. 1), чтобы определить геометрическое распределение межфлюидного контакта (15 на фиг. 1) в выбранные периоды времени.
Варианты, описанные применительно к фиг. 1, 2 и 3, могут быть скомбинированы между собой в других вариантах. В таких вариантах датчики, устанавливаемые на поверхности земли или вблизи от нее, могут образовывать подходящие комбинации магнитотеллурических датчиков, электромагнитных датчиков с управляемым источником и гальванических датчиков с управляемым источником. В вариантах, в которых объединены гальванические и электромагнитные поверхностные датчики, в процессе определения начальной модели геологической среды и пространственного распределения межфлюидного контакта должны быть учтены все фактически выполненные измерения на поверхности. Точно так же, в таких вариантах при повторных определениях пространственного распределения межфлюидного контакта необходимо учитывать все измерения на поверхности, фактически выполненные в соответствующее время.
Способы контролирования изменения во времени пространственного распределения межфлюидного контакта в соответствии с различными аспектами изобретения описываются ниже со ссылками на блок-схему, представленную на фиг. 4. В блоке 30 на поверхности земли выполняют первую совокупность электромагнитных измерений, например магнитотеллурических или электромагнитных с управляемым источником, одновременно с совокупностью измерений, выполняемых в одной или нескольких продуктивных скважинах или в одной или нескольких контрольных скважинах, как описано выше. Вместо этого или в дополнение к этому в блоке 30А может быть выполнена первая совокупность гальванических измерений. Затем скважинные и электромагнитные и/или гальванические измерения используются в блоке 32 для определения начальной модели геологической среды. В некоторых вариантах для определения начальной модели используется обращение обработки. Начальная модель, как указывалось выше, включает пространственное распределение межфлюидного контакта (15 на фиг. 1). По прошествии выбранного промежутка времени в блоке 36 повторяют электромагнитные измерения на поверхности и скважинные измерения датчиком и в блоке 38 определяют новую модель геологической среды. Новая модель геологической среды включает новое пространственное распределение межфлюидного контакта (15 на фиг. 1). Вместо этого или в дополнение к этому в блоке 36А может быть выполнена совокупность гальванических измерений на поверхности, которая используется для определения новой модели геологической среды с новым пространственным распределением межфлюидного контакта (15 на фиг. 1).
Хотя изобретение описано посредством ограниченного числа вариантов, специалистам в данной области должно быть очевидно на основе описания, что могут быть предложены и другие варианты, не выходящие за пределы раскрытого изобретения. В соответствии с этим объем изобретения ограничивается только прилагаемой формулой.
- 5 -
008162
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ мониторинга пластового резервуара, включающий выполнение первой совокупности электромагнитных измерений в местах, расположенных на поверхности земли; выполнение первого измерения по меньшей мере одним датчиком, расположенным в скважине вблизи пластового резервуара; определение начальной модели геологической среды на основе первой совокупности электромагнитных измерений и первого измерения датчика, причем начальная модель геологической среды включает пространственное распределение межфлюидного контакта; повторение измерений датчиком и электромагнитных измерений в выбранные моменты времени; и повторное определение пространственного распределения межфлюидного контакта по результатам повторных измерений.
2. Способ мониторинга пластового резервуара, включающий выполнение первой совокупности гальванических измерений в местах, расположенных на поверхности земли; выполнение первого измерения по меньшей мере одним датчиком, расположенным в скважине вблизи пластового резервуара; определение начальной модели геологической среды на основе первой совокупности гальванических измерений и первого измерения датчика, причем начальная модель геологической среды включает пространственное распределение межфлюидного контакта; повторение измерений датчиком и гальванических измерений в выбранные моменты времени; и повторное определение пространственного распределения межфлюидного контакта по результатам повторных измерений.
3. Способ по п.1 или 2, в котором выходной сигнал по меньшей мере одного датчика, по меньшей мере, частично зависит от характера насыщенности пластового резервуара.
4. Способ по п.3, в котором по меньшей мере один датчик содержит датчик удельного электрического сопротивления, или сейсмический датчик, или датчик скорости акустической волны, или датчик объемной плотности, или датчик сечения захвата нейтронов.
5. Способ по п.1, в котором определение начальной модели геологической среды или пространственного распределения межфлюидного контакта включает обратную обработку первого измерения по меньшей мере одного датчика и первой совокупности электромагнитных измерений.
6. Способ по п.1 или 2, в котором по меньшей мере один датчик стационарно размещают в скважине, пробуренной вблизи пластового резервуара.
7. Способ по п.1 или 2, в котором по меньшей мере один датчик для выполнения измерений вводят в скважину с использованием, по меньшей мере, либо каротажного кабеля, либо бурильной трубы, либо гибкой насосно-компрессорной трубы.
8. Способ по п.1, в котором выполнение электромагнитных измерений включает выполнение измерений магнитотеллурическим методом или выполнение электромагнитных индукционных измерений с управляемым источником.
9. Способ по п.8, в котором выполнение электромагнитных индукционных измерений с управляемым источником включает выполнение измерений методом многочастотного зондирования или методом переходных процессов электромагнитного поля.
10. Способ по п.1, включающий выполнение первой совокупности гальванических измерений по меньшей мере в одном выбранном месте на поверхности земли, при этом в процессе определения начальной модели геологической среды учитывают результаты первой совокупности гальванических измерений.
11. Способ по п.10, включающий повторение гальванических измерений в выбранные моменты времени, при этом в процессе повторного определения пространственного распределения межфлюидного контакта учитывают результаты повторных гальванических измерений.
12. Способ по п.2, в котором определение начальной модели геологической среды или пространственного распределения межфлюидного контакта включает обратную обработку первого измерения по меньшей мере одного датчика и первой совокупности гальванических измерений.
13. Способ по п.2, включающий выполнение первой совокупности электромагнитных измерений по меньшей мере в одном выбранном месте на поверхности земли, при этом в процессе определения начальной модели геологической среды учитывают результаты первой совокупности электромагнитных измерений.
14. Способ по п.13, в котором выполнение электромагнитных измерений включает выполнение измерений магнитотеллурическим методом или выполнение электромагнитных измерений с управляемым источником.
15. Способ по п.14, в котором выполнение электромагнитных измерений с управляемым источником включает выполнение измерений методом переходных процессов электромагнитного поля или методом многочастотного зондирования.
16. Система для картографирования геологических структур, содержащая совокупность электромагнитных датчиков, расположенных по выбранной схеме на поверхности земли; по меньшей мере один датчик, установленный в скважине, пробуренной вблизи подлежащей картографированию подземной структуры; и средства для картографирования подземной структуры на основании измерений, выполненных электромагнитными датчиками и указанным по меньшей мере одним датчиком, причем средства
- 6 -
008162
для картографирования содержат средства для определения пространственного распределения межфлюидного контакта в земле.
17. Система по п.16, в которой средства для картографирования содержат средства для обратной обработки измерений, выполненных электромагнитными датчиками и указанным по меньшей мере одним датчиком.
18. Система по п.16, в которой выходной сигнал указанного по меньшей мере одного датчика, по меньшей мере, частично зависит от характера насыщенности пластового резервуара.
19. Система по п.16, в которой указанный по меньшей мере один датчик содержит датчик удельного электрического сопротивления, или сейсмический датчик, или датчик скорости акустической волны, или датчик объемной плотности, или датчик сечения захвата нейтронов.
20. Система по п.16, в которой электромагнитные датчики содержат электромагнитные индукционные датчики с управляемым источником, или гальванические датчики, или магнитотеллурические датчики.
21. Система по п.20, в которой электромагнитные индукционные датчики с управляемым источником содержат датчики непрерывного сигнала или датчики переходных процессов электромагнитного поля.
22. Система по п.16, содержащая по меньшей мере один гальванический датчик, расположенный вблизи поверхности земли.
Фиг. 3
- 7 -
008162
Выполнение пе электромашина повер:
рвой совокупности гных измерений <ности
. /32
Выполнение первой совокупности скважинных измерений
ЗОА
Выполнение первой совокупности гальванических измерений на поверхности
Определение начальной модели геологической среды, включающей пространственное распределение межфлюидного контакта
Повторение электромагнитных и скважинных измерений
36А
Повторение гальванических и скважинных измерений
38^
Определение нового пространственного распределения межфлюидного контакта
Фиг. 4
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2/6
- 8 -