СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОБРАБОТКИ СПЕКТРОСКОПИЧЕСКИХ ДАННЫХ В СКВАЖИНЕ
METHOD AND APPARATUS FOR DOWNHOLE SPECTROSCOPIC DATA PROCESSING

Предпосылки создания изобретения
Диаграммы геофизических исследований скважины (каротажные диаграммы) представляют собой, как правило, связанные с глубиной измерения выбранных физических параметров пластов земли, через которые проходит ствол скважины. Данные каротажных диаграмм, как правило, регистрируют посредством введения различных типов измерительных устройств, расположенных на интегрированной платформе для измерений, в стволе скважины, перемещения измерительных устройств вдоль ствола скважины и регистрации замеров, выполненных измерительными устройствами. Один тип записи каротажной диаграммы включает в себя спуск измерительных устройств на конце армированного электрического кабеля и регистрацию замеров, выполненных по длине кабеля, простирающегося в ствол скважины. Данные измерения известны как измерения (по проводной линии связи). Глубину в стволе скважины логически выводят из длины вытянутого кабеля. Записи, сделанные таким образом, по существу соотносят непосредственно с глубиной, на которой выполнены измерения в стволе скважины. К другим способам измерений относятся "каротаж в процессе бурения", измерения в процессе бурения и способ каротажа с памятью. Способ каротажа в процессе бурения предусматривает прикрепление измерительных устройств к нижней части бурового инструмента в сборе, используемого для бурения ствола скважины. Каротаж в процессе бурения и спускаемые в скважину на тросе инструменты, как правило, используют для измерения одних и тех же параметров пласта, таких как плотность, удельное сопротивление, гамма-излучение, пористость по данным нейтронного каротажа, прочность породы на сжатие, измерений с помощью ультразвука и т.д. Скважинные устройства для измерений в процессе бурения, как правило, используют для измерения параметров, тесно связанных с бурением, таких как отклонение оси скважины, азимут ствола скважины, нагрузка на долото, расход бурового раствора, давление в кольцевом пространстве ствола скважины и т.д.
Вышеуказанные каротажные устройства могут быть перемещены в скважину и из скважины посредством направляющего кабеля (троса), бурильной трубы, гибких труб, тросового каната и т.д. Кроме того, способы измерения, характерные для каротажа в процессе бурения и определения параметров в процессе бурения, позволяют проводить измерения в бурильной колонне, когда долото работает, или измерения во время спуска вниз или подъема вверх мимо участка ствола скважины, который был пробурен ранее.
Основное различие между данными измерений, полученными посредством использования спускаемых в скважину на тросе устройств, и данными измерений, полученными посредством использования устройств для каротажа в процессе бурения/измерений в процессе бурения, заключается в возможности передачи необработанных (исходных) данных обратно на поверхность. В случае устройства (инструмента), спускаемого в скважину на тросе, все исходные данные могут быть переданы прямо на поверхность посредством армированного кабеля. Однако в оборудовании для каротажа в процессе бурения/измерений в процессе бурения отсутствуют физические средства связи, соединяющие устройство с поверхностью. Типовое средство связи между устройством и поверхностью - это телеметрия по гидроимпульсному каналу связи в скважине, при этом давление промывочной жидкости (бурового раствора), проходящего через внутреннее пространство бурового инструмента в сборе, модулируется для передачи информации. Этот канал представляет собой канал связи с чрезвычайно узкой полосой пропускания. Соответственно, только небольшие объемы информации могут быть переданы на поверхность. Бóльшие объемы данных должны храниться в устройстве для более позднего извлечения на поверхности.
Фиг.1 показывает стандартный способ, в котором данные каротажной диаграммы получают в оборудовании, спускаемом на кабеле. Комплект или "колонну" из измерительных устройств для каротажа (включая каротажные датчики или "зонды" (8, 5, 6 и 3), как будет дополнительно разъяснено) спускают в ствол (32) скважины, пробуренный в земле (36), на одном конце армированного электрического кабеля (33). Кабель (33) вытягивают в ствол (32) скважины и извлекают из ствола (32) скважины посредством лебедки (11) или аналогичного транспортного средства, известного в данной области техники. Кабель (33) обеспечивает передачу электрической энергии к измерительным устройствам (включая каротажные датчики 8, 5, 6, 3) в колонне и передает сигналы, соответствующие измерениям, выполненным измерительными устройствами (включая каротажные датчики 8, 5, 6, 3) в колонне, записывающему устройству (7) на поверхности земли. Записывающее устройство (7) включает в себя устройство (непоказанное), предназначенное для измерения длины вытягивания кабеля (33). Глубину, на которой находятся измерительные устройства (включая каротажные датчики 8, 5, 6, 3) в стволе (32) скважины, получают исходя из длины вытягивания кабеля. Записывающее устройство (7) включает в себя аппаратуру (не показанную отдельно) хорошо известных в данной области техники типов, предназначенную для осуществления записи по отношению к глубине, на которой расположены измерительные устройства в стволе (32) скважины.
Каротажные датчики (8, 5, 6 и 3) могут представлять собой датчики любого типа, известного в данной области техники. К ним относятся датчики гамма-излучения, датчики для измерения пористости по данным нейтронного каротажа, датчики сопротивления, измеряемого индукционным методом, датчики для ядерно-магнитного каротажа и датчики для определения (объемной) плотности по данным гамма-гамма-каротажа. Некоторые каротажные датчики, такие как (8, 5 и 6), содержатся в "сердечнике" зонда (в удлиненном в аксиальном направлении цилиндре), который может эффективно функционировать рядом с центром ствола (32) скважины или может быть смещен к боковой стороне ствола (32) скважины. Другие каротажные датчики, такие как датчик (3) плотности, включают в себя измерительный башмак (опору датчика) (14), расположенный с одной стороны корпуса (13) датчика, и имеют одно или несколько детектирующих устройств (17), установленных в них. В некоторых случаях датчик (3) включает в себя источник (18) излучения, предназначенный для активации пластов вблизи ствола (32) скважины. Такие каротажные датчики, как правило, реагируют на выбранную зону (9) с одной стороны ствола (32) скважины. Датчик (3) также может включать в себя рычаг (15) каверномера, который служит как для смещения датчика (3) в боковом направлении к боковой стороне ствола (32) скважины, так и для измерения видимого внутреннего диаметра ствола (32) скважины.
Фиг.2 показывает типовую конфигурацию для получения данных каротажной диаграммы посредством использования системы (39) для каротажа в процессе бурения и измерений в процессе бурения. Система (39) для каротажа в процессе бурения/измерений в процессе бурения может включать в себя одну или несколько секций (44, 42, 40, 38) удлинителя, присоединенных к нижнему концу бурильной трубы (20). Система (39) для каротажа в процессе бурения/измерений в процессе бурения включает в себя буровое долото (45) на нижнем конце, предназначенное для бурения ствола (32) скважины сквозь землю (36). В данном примере бурение выполняют посредством вращения бурильной трубы (20) с помощью ротора (43) буровой установки. Однако бурение также можно выполнять посредством верхних приводов или с помощью гибких труб, или посредством забойных двигателей, или с помощью вращающихся управляемых систем. Во время вращения труба (20) подвешена с помощью оборудования к буровой установке (10), включающей в себя вертлюг (24), который обеспечивает возможность вращения трубы (20) при одновременном сохранении герметичного уплотнения между внутренним пространством трубы (20) и пространством, внешним по отношению к трубе (20). Буровые насосы (30) всасывают "буровой раствор" (26) из резервуара (28) для бурового раствора и закачивают буровой раствор (26) через внутреннее пространство трубы (20) вниз через систему (39) для каротажа в процессе бурения/измерений в процессе бурения, как показано стрелкой (41). Буровой раствор (26) проходит через отверстия (непоказанные) в буровом долоте (45) для смазывания и охлаждения долота (45) и для подъема бурового шлама через кольцевое пространство (34) между трубой (20), системой (39) для каротажа в процессе бурения/измерений в процессе бурения и стволом (32) скважины.
Секции (44, 42, 40, 38) удлинителя включают в себя каротажные датчики (непоказанные), которые выполняют измерения различных параметров пластов земли, через которые бурят ствол (32) скважины. Данные этих измерений, как правило, записываются в записывающем устройстве (непоказанном), расположенном в одной или нескольких секциях удлинителя. Системы каротажа в процессе бурения, известные в данной области техники, как правило, включают в себя один или несколько каротажных датчиков (непоказанных), которые измеряют параметры пластов, такие как плотность, удельное сопротивление, гамма-излучение, пористость, измеряемую по данным нейтронного каротажа, прочность породы на сжатие и т.д., как описано выше, которые могут быть использованы для определения литологии пластов и т.д. Системы для измерений в процессе бурения, известные в данной области техники, как правило, включают в себя один или несколько каротажных датчиков (непоказанных), которые измеряют выбранные параметры бурения, такие как наклон и азимутальную траекторию ствола (32) скважины. Системы для измерений в процессе бурения также обеспечивают телеметрию (систему связи) для любых каротажных датчиков устройства для измерений в процессе бурения/каротажа в процессе бурения в бурильной колонне.
Системы (39) для каротажа в процессе бурения/измерений в процессе бурения, как правило, включает в себя модулятор (отдельно не показанный) давления бурового раствора в одной из секций (44) удлинителя. Модулятор (непоказанный) подает телеметрический сигнал потоку бурового раствора (26) внутри системы (39) и трубы (20), где телеметрический сигнал детектируется датчиком (31) давления, расположенным в системе для прохода бурового раствора. Датчик (31) давления соединен с аппаратурой (непоказанной) для детектирования в записывающей системе (7А) на поверхности, которая обеспечивает возможность восстановления и записи информации, переданной в телеметрической схеме, направленной той частью системы (39) для каротажа в процессе бурения/измерений в процессе бурения, которая предназначена для измерений в процессе бурения. Телеметрическая схема включает в себя подмножество измерений, выполненных различными каротажными датчиками (не показанными отдельно) в системе (39) для каротажа в процессе бурения/измерений в процессе бурения. Бóльшая часть данных измерений, выполненных каротажными датчиками в системе (39) для каротажа в процессе бурения/измерений в процессе бурения, не будет извлечена до тех пор, пока система не будет извлечена из ствола скважины.
Одним параметром пласта, который представляет особый интерес для специалиста, ведущего буровые работы, является литология пласта. "Литология" относится к физическому характеру и составу породы. Таким образом, литологическая диаграмма характеризует различные слои породы в пластах, через которые проходит ствол скважины. Когда ствол скважины будет пробурен, литологическая диаграмма может быть получена за счет получения данных спектроскопии пласта с использованием спускаемого на кабеле устройства для нейтронного каротажа и последующей обработки данных на поверхности для получения заданной диаграммы. Однако данный процесс бесполезен во время бурения ствола скважины. Для того, чтобы предоставить специалисту, работающему на буровой установке, картину литологии в процессе бурения ствола скважины, обычно исследуют буровой шлам, перенесенный к поверхности циркулирующим буровым раствором. Этот способ генерирует то, что известно как "диаграмма удельного сопротивления бурового раствора".
Пример обычной, создаваемой вручную диаграммы удельного сопротивления бурового раствора показан на фиг.3. На этой диаграмме продолжительность бурения записана в зоне 51 с интервалами, равными 2 футам, и продолжительность записана в минутах на фут. Эта информация важна, поскольку она дает оператору некоторую базовую информацию о том, какой тип породы бурят (некоторые породы, например, сланцы, бурят "медленно", в то время как другие, например, известняк, бурят "быстро"). В следующей зоне (53), названной "litho" (литология), лицо, ведущее учет данных о буровом растворе, использует стандартные символы и цвета для указания типа породы, которую бурят, на основе бурового шлама. В третьей зоне (55) лицо, ведущее учет данных о буровом растворе, приводит письменное описание проб, которые он или она исследовал/исследовала. Последней операцией для лица, ведущего учет данных о буровом растворе, является операция по установлению и указанию горизонтов (ярусов, слоев) пласта. На данной диаграмме указаны пласты "L-1", "L-2" и "Neva".
Пример более современной, но при этом концептуально аналогичной диаграммы удельного сопротивления бурового раствора показан на фиг.4. На данной диаграмме данные о продолжительности бурения в зоне 51 и графическое представление литологии в зоне 53 генерируются компьютером. Однако лицо, ведущее учет данных о буровом растворе, по-прежнему должно исследовать буровой шлам вручную для отсутствия отметок в зоне 55.
Независимо от того, какой тип диаграммы удельного сопротивления бурового раствора используется, обычные диаграммы удельного сопротивления бурового раствора имеют определенные ограничения. Например, по мере увеличения глубины ствола скважины задержка получения данных для диаграммы, то есть интервал времени между тем моментом, когда происходит реальное бурение, и тем моментом, когда соответствующий буровой шлам путем циркуляции попадает на поверхность, становится большим. Кроме того, обломки породы с разных глубин могут смешаться в буровом растворе, что дает неточное представление о пласте.
Как было отмечено ранее, когда ствол скважины будет пробурен, другие типы данных о литологии, получаемые путем спектроскопии, могут быть получены посредством использования спускаемого в скважину на тросе (кабеле) устройства. При обычных измерениях, передаваемых по кабелю, весь энергетический спектр измеренного гамма-излучения передается на поверхность, где он обрабатывается для извлечения составляющих выходов по элементам и последующих литологических индикаторов. Это возможно при использовании кабельной аппаратуры благодаря ширине полосы пропускания, обеспечиваемой посредством электрических проводов кабеля. Информация, полученная из диаграммы анализа бурового раствора из скважины, как правило, будет рассматриваться вместе с информацией, полученной посредством использования спускаемых на кабеле устройств, для определения того, заканчивать ли ствол скважины.
Пример известного способа обработки спектроскопических данных на поверхности описан ниже. Однако, вообще говоря, следует понимать, что обработка спектроскопических данных требует большого количества исходных данных, количества данных, которое значительно превышает ширину полосы пропускания в типовой системе для каротажа в процессе бурения и измерений в процессе бурения. Кроме того, обычная обработка спектроскопических данных требует ввода данных оператором для управления обработкой данных и получения, в конце концов, модели литологии. По обеим этим причинам при использовании оборудования для каротажа в процессе бурения/измерений в процессе бурения обработка спектроскопических данных - это то, что обычно выполнялось только на поверхности и после извлечения устройства из ствола скважины.
Фиг.5 показывает блок-схему типовых операций, предусмотренных при обработке спектроскопических данных на поверхности. Вначале исходные спектральные данные получают с помощью скважинного устройства (операция 400). Скважинное устройство может включать в себя такие устройства, как устройство для определения насыщенности пласта (RST), выполненное с возможностью присоединения устройства для каротажа в эксплуатационных скважинах - (CPLT) и т.д. (RST и CPLT - это товарные знаки компании Schlumberger). Исходные спектральные данные затем предварительно обрабатывают (операция 402). Предварительная обработка включает в себя определение основного и фонового спектров, а также накопление и вычитание фонового спектра. Результатом предварительной обработки является результирующего спектра захвата. Результирующий спектр захвата впоследствии обрабатывается посредством использования удаления частей спектра (операция 404). Во время удаления частей спектра выходы по элементам, сдвиги и усиления вычисляются посредством использования результирующего спектра захвата и информации о глубине (406).
Результаты обработки спектральных данных используются затем для логической обработки данных о стволе скважины (операция 408). Во время логической обработки данных о стволе скважины информация о глубине (406) и данные от других каротажных устройствах (410) могут быть использованы совместно с информацией, полученной путем спектроскопии, для идентификации состава системы бурового раствора и обеспечения возможности выполнения необходимых корректировок. В некоторых случаях может потребоваться вмешательство (412) пользователя, чтобы способствовать логической обработке данных о стволе скважины. Выходы по элементам, вычисленные во время удаления частей спектра (операция 404), перераспределяются так, как необходимо, на основе результатов логической обработки данных о стволе скважины (операция 414). Перераспределенные выходы используются затем при обработке данных для предварительного преобразования спектроскопических данных в информацию о литологии для коррекции вычисленных выходов по сере и железу, фильтрации выходов по элементам, вычисления кажущейся солености и базовых определенных выходов при подготовке к дальнейшей обработке данных (416). Впоследствии осуществляется обработка данных, связанная с отсечкой оксидов, для определения элементарных концентраций конкретных элементов по массе в сухом состоянии, таких как кремний, кальций, сера, железо, титан и т.д. (операция 418). Концентрации элементов по массе в сухом состоянии затем используются при обработке данных для преобразования спектроскопических данных в информацию о литологии для определения масс глины, карбоната, кварца-полевого шпата-слюды (QFM), пирита, ангидрида, сидерита, соли и угля в сухом состоянии (операция 420). Концентрации элементов по массе в сухом состоянии и вычисленные литологические фракции также используются при логической обработке данных, связанных с пластом, для определения соответствующей модели глины (например, аренит, субаркозовый песчаник, аркозовый песчаник и т.д.), модели минеральной серы и наличия сидерита, угля и соли (операция 422).
Результаты, полученные при обработке данных для преобразования спектроскопических данных в информацию о литологии (операция 420) и логической обработке данных, связанных с пластом, (операция 422) используются для вычисления характеристик материнской породы (операция 424), таких как плотность материнской породы, прочность материнской породы на сжатие, фотоэлектрический коэффициент материнской породы и т.д. Погрешности определения массы элементов в сухом состоянии впоследствии определяют для гарантирования надежности вышеописанных вычислений (операция 426).
Сущность изобретения
В целом, в соответствии с одним аспектом изобретение относится к способу обработки спектроскопических данных в скважине, включающему в себя: получение исходных спектроскопических данных посредством использования скважинного устройства; обработку исходных спектроскопических данных посредством использования скважинного устройства для получения решения, являющегося результатом обработки данных в скважине; передачу решения, являющегося результатом обработки данных в скважине, в систему обработки данных на поверхности; и использование системы обработки данных на поверхности для определения данных о литологии исходя из решения, являющегося результатом обработки данных в скважине.
В целом, в соответствии с другим аспектом изобретение относится к скважинному устройству для обработки исходных спектроскопических данных, содержащему: источник нейтронов; по меньшей мере, один детектор для детектирования исходных спектроскопических данных; средство обработки данных, предназначенное для обработки исходных спектроскопических данных для получения решения, являющегося результатом обработки данных в скважине; и средство для передачи решения, являющегося результатом обработки данных в скважине, в некоторое место на поверхности.
Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидны из нижеприведенного описания и приложенной формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 показывает типовое получение данных каротажной диаграммы посредством использования измерительного устройства, перемещаемого на тросе (кабеле).
Фиг.2 показывает типовое получение данных каротажной диаграммы посредством использования системы для каротажа в процессе бурения/измерений в процессе бурения.
Фиг.3 показывает пример составленной вручную диаграммы удельного сопротивления бурового раствора.
Фиг.4 показывает пример сгенерированной компьютером диаграммы удельного сопротивления бурового раствора.
Фиг.5 показывает блок-схему типовых операций, предусмотренных при обработке спектроскопических данных на поверхности.
Фиг.6 иллюстрирует систему обработки спектроскопических данных в скважине в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.
Фиг.7 иллюстрирует схемы для приема и обработки данных в соответствии с вариантом осуществления по фиг.6.
Фиг.8 иллюстрирует блок-схему в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.
Фиг.9 иллюстрирует пользовательский интерфейс в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения.
Подробное описание
В нижеприведенном подробном описании изобретения приведены многочисленные конкретные детали для обеспечения более полного понимания изобретения. Однако для обычного специалиста в данной области техники, очевидно, что изобретение может быть реализовано на практике без данных конкретных деталей. В других случаях хорошо известные признаки (элементы) не были описаны подробно для избежания затруднений при понимании изобретения.
При использовании обычных способов в случае оборудования, спускаемого на тросе (кабеле), данные о литологии могут быть определены посредством передачи всего измеренного энергетического спектра гамма-излучения на поверхность и обработки его там. Оборудование для каротажа в процессе бурения/измерений в процессе бурения из-за имеющегося канала связи с ограниченной полосой пропускания затрудняет, если не делает невозможным, использование вышеописанного способа. При использовании оборудования для каротажа в процессе бурения/измерений в процессе бурения способы сжатия данных должны быть реализованы в скважине для уменьшения объема информации, передаваемой на поверхность. Один из наиболее мощных способов сжатия - это преобразование исходных данных измерений в промежуточную информацию, как можно более близкую к информации, необходимой для конечного пользователя. Варианты осуществления изобретения, описанные здесь, обеспечивают обработку спектроскопических данных в скважине с увеличенной вычислительной мощностью (производительностью при обработке данных) в скважинном устройстве. Скважинное устройство в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения включает в себя логику обработки данных, которая позволяет ему работать автоматически независимо от вмешательства пользователя и некоторых других внешних переменных параметров, обеспечивая возможность выполнения стабилизации спектра, удаления частей спектра и последующей интерпретирующей обработки данных до узкого места при передаче данных в телеметрической системе с гидроимпульсным каналом связи. Одно преимущество состоит в том, что передается не весь спектр, а передаются производные результаты (такие как литологические соотношения и характеристики зерен) посредством использования существенно меньшего количества битов, чем потребовалось бы для полного спектра.
Когда эти производные результаты, названные здесь "решениями, являющимися результатом обработки данных в скважине, станут доступными на поверхности, они могут быть представлены в виде функции "мгновенной диаграммы удельного сопротивления бурового раствора", когда литологическая информация будет представлена пользователю в виде, аналогичном традиционному отображению данных диаграммы удельного сопротивления бурового раствора и бурового шлама, но со значительно меньшей задержкой и существенно улучшенным количественным содержанием информации. Одним из применений данного нового сервиса по формированию мгновенной диаграммы удельного сопротивления бурового раствора будет обеспечение возможности улучшенной идентификации горизонта специалистами, работающими на буровой установке. В зависимости от желательной информации и конструкции самого скважинного устройства, в некоторых вариантах осуществления решение, являющееся результатом обработки данных в скважине, может представлять собой конечный продукт, представляющий интерес для пользователя. В других вариантах осуществления решение, являющееся результатом обработки данных в скважине, может представлять собой промежуточный результат, который служит в качестве основы для дальнейшей обработки данных на поверхности.
Фиг.6 иллюстрирует систему обработки спектроскопических данных в скважине в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения. Система содержит скважинную часть и часть на поверхности. Скважинная часть выполнена с возможностью размещения ее со встраиванием в скважинное устройство (449). Скважинное устройство может представлять собой, например, устройство для каротажа в процессе бурения или измерений в процессе бурения, такой как проиллюстрированный на фиг.2, отражающей предшествующий уровень техники. Описание конкретной конструкции и характеристик устройства не уместны здесь при условии, что устройство включает в себя базовые функциональные средства, а именно, источник нейтронов высокой энергии или от импульсного генератора нейтронов - (PNG(451), или от химического источника, и соответствующие датчики для детектирования энергетического спектра гамма-излучения (показанные в виде датчиков 453а-453n). Скважинная часть системы также включает в себя электронный модуль (455) приема и обработки данных, описанный ниже более подробно.
Находящаяся на поверхности часть системы по данному варианту осуществления содержит интерфейс (72) связи, который позволяет части, находящейся на поверхности, получать и декодировать информацию, передаваемую скважинной частью, помимо процессора (74), дисплея (82) и средства ввода (например, клавиатуры) (78). Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что находящаяся на поверхности часть системы может принимать вид обычного персонального компьютера или может иметь специализированную конструкцию. Кроме того, находящаяся на поверхности часть может включать в себя автономный компьютер, предназначенный для выполнения функций по данному изобретению, или она может быть реализована в системе общего пользования, которая управляет другими функциями, связанными с бурением.
Вариант осуществления электронного модуля (455) приема и обработки данных подробно показан на фиг.7. Модуль (455) разделен на электронные схемы (501) для приема и управления и модуль (510) обработки спектроскопических данных. Электронные схемы для приема и управления по данному варианту осуществления включают в себя модуль (500) удельного сопротивления, ультразвуковой и азимутальный модуль (502), модуль (503) управления гамма-излучением с цезиевым источником, модуль (504) синхронизации импульсного генератора нейтронов, модуль (506) детектирования вторичного гамма-излучения, вызванного импульсным генератором нейтронов, и модуль (508) управления потоком нейтронов от импульсного генератора нейтронов. Модуль (504) синхронизации импульсного генератора нейтронов управляет запуском импульсного генератора нейтронов и обеспечивает синхронизацию модуля (506) детектирования вторичного гамма-излучения, вызванного импульсным генератором нейтронов, для приема спектроскопических данных. Полученные спектроскопические данные передаются в модуль (510) обработки спектроскопических данных по шине (512) данных. Функция управления обеспечивается устройством (522) управления процессом и устройством (524) управления памятью. Оба устройства (552, 524) управления связаны с другими компонентами (то есть 502-506) посредством шины (512) данных.
Модуль (510) обработки спектроскопических данных включает в себя интерфейс (514) для обработки данных, такой как приемопередатчик локальной сети управления (CAN), устройство управления CAN и т.д. Интерфейс (514) для обработки данных облегчает передачу данных между другими компонентами (то есть 502-506) электронных схем (501) для приема и модуля (510) обработки спектроскопических данных. Интерфейс (514) для обработки данных соединен с процессором (516) для цифровой обработки сигналов. Процессор для цифровой обработки сигналов может представлять собой процессор любого соответствующего типа, например, 32-битовый процессор для цифровой обработки сигналов с плавающей точкой. Процессор для цифровой обработки сигналов используется для обработки полученных спектроскопических данных и генерации различных уровней результатов обработки спектральных данных или решения, являющегося результатом обработки данных в скважине. Локальная память (518), соединенная с процессором (516) для цифровой обработки сигналов, используется в случае необходимости процессором (516) для цифровой обработки сигналов при генерации решения, являющегося результатом обработки данных в скважине. Питание модуля (510) обработки спектроскопических данных осуществляется посредством локального источника (520) питания, который соединен с процессором для цифровой обработки сигналов.
После генерации решения, являющегося результатом обработки данных в скважине, оно может быть передано на поверхность через внешний порт (526), который соединен с устройством (522) управления процессом и устройством (524) управления памятью. Передача на поверхность осуществляется посредством любого традиционного или нетрадиционного средства, например, импульса давления бурового раствора, бурильной трубы с кабелем или других видов телеметрии.
Следует понимать, что, несмотря на то, что фиг.7 и соответствующее вышеприведенное описание описывают один вариант осуществления схем для приема и обработки данных в соответствии с изобретением, для специалиста в данной области техники будет очевидно то, что эти функциональные возможности могут быть реализованы во многих различных конструкциях аппаратного обеспечения, не отходя от сущности и объема изобретения. Таким образом, данное описание одной возможной реализации аппаратного обеспечения приведено только в иллюстративных целях и никак не должно ограничивать объем изобретения.
Фиг.8 иллюстрирует блок-схему в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения. Вначале скважинное устройство принимает исходные спектральные данные (операция 600). По мере приема исходных спектральных данных осуществляется их упорядочивание по времени для сохранения порядка, в котором каждая часть исходных спектральных данных была принята по отношению к времени. Затем осуществляется предварительная обработка исходных спектральных данных (операция 602). Предварительная обработка включает в себя определение основного и фонового спектров, а также накопление и вычитание фонового спектра. Результатом предварительной обработки является результирующий спектр захвата, который впоследствии обрабатывается посредством использования удаления частей спектра (операция 604). Во время удаления частей спектра относительные выходы по элементам, сдвиги и усиления вычисляются посредством использования результирующих спектров захвата, комплекса стандартов по элементам, калибровки устройства и данных о времени пробега (операция 606) (например, информация, необходимая для преобразования данных, упорядоченных по времени, в данные, соотнесенные с глубиной, такие как механическая скорость проходки, время запуска и т.д.). Определенные результаты, полученные на основе удаления частей спектра, затем корректируют в процессе обработки для предварительного преобразования спектроскопических данных в информацию о литологии на основе результатов логики обработки данных о стволе скважины, таких как коррекция выхода по сере для барита в системе бурового раствора с последующей фильтрацией ранее рассчитанных выходов по элементам (операция 608).
Затем осуществляется обработка данных, связанная с отсечкой оксидов, для определения концентраций элементов по массе в сухом состоянии для определенных элементов, таких как кремний, кальций, сера, железо, алюминий и т.д. (операция 610). Концентрации элементов по массе в сухом состоянии затем используют при обработке данных для преобразования спектроскопических данных в информацию о литологии для определения массы в сухом состоянии таких веществ, как глина, карбонат, кварц-полевой шпат-слюда, пирит, ангидрид, сидерит, соль и уголь (операция 612). Более точно, во время обработки данных для преобразования спектроскопических данных в информацию о литологии (операция 612) сначала выполняют обработку данных о минеральной сере для вычисления массы ангидрита и/или пирита в сухом состоянии (операция 612а). Масса ангидрита в сухом состоянии, помимо концентраций таких элементов, как кремний, кальций и железо, используется при обработке данных о глине (операция 612b). Во время обработки данных о глине (операция 612b) модель глины (612е) аппроксимируют и используют для определения массы глины в сухом состоянии. Впоследствии вычисляют массу кварца-полевого шпата-слюды в сухом состоянии посредством использования обработки данных о кварце-полевом шпате-слюде (операция 612d).
Результаты, полученные при обработке данных для преобразования спектроскопических данных в информацию о литологии (операция 612), используются для вычислений характеристик материнской породы (операция 614), таких как плотность матрицы, прочность материнской породы на сжатие, фотоэлектрический коэффициент материнской породы и т.д. Погрешности при определении массы элементов в сухом состоянии впоследствии вычисляют для гарантирования надежности вышеуказанных вычислений (операция 616). В этот момент получено решение, являющееся результатом обработки данных в скважине, которое имеет по существу небольшую ширину полосы пропускания и легко передается на поверхность в реальном времени (618).
В одном варианте осуществления изобретения (то есть операции 600-616) решение, являющееся результатом обработки данных в скважине, представляет собой предварительную оценку скважинной литологии, которая может быть точно определена посредством использования спектрального анализа. Логику, связанную со стволом скважины, и перераспределение выходов, как правило, не выполняют в скважине, поскольку эти процессы, как правило, требуют данных от других датчиков, которые, возможно, не отбирают пробы из того же пласта в тот же момент времени, что и устройства для спектроскопии.
На поверхности система (620) обработки данных, находящаяся на поверхности, использует решение, являющееся результатом обработки данных в скважине, наряду с соотнесенными с глубиной данными от других каротажных устройств (622) для определения того, имеются ли литологии, которые не могут быть выявлены надежным образом с помощью только одной спектроскопии. Если данные от дополнительных каротажных устройств (622) указывают на наличие таких литологий, требуется вмешательство пользователя (624). Вмешательство пользователя необходимо для определения типа обработки данных, который должен быть применен для решения, являющегося результатом обработки данных в скважине, так, чтобы окончательные данные о литологии пласта не противоречили данным, полученным от всех каротажных устройств, используемых в настоящее время в месте расположения скважины.
Более точно, находящаяся на поверхности система (620) обработки данных вначале повторно рассчитывает концентрацию кварца-полевого шпата-слюды посредством использования обработки данных о кварце-полевом шпате-слюде (операция 620а). Впоследствии в случае необходимости выполняют обработку данных об угле (операция 620b) и обработку данных о соли (операция 620с). Результаты обработки данных от отдельных компонентов (то есть операции 620а-620с) в находящейся на поверхности системе (620) обработки данных объединяют для получения конечной литологии пласта (операция 620d). Для специалистов в данной области техники, очевидно, то, что каждый из отдельных находящихся на поверхности компонентов для обработки данных может потребовать данных от одного или нескольких дополнительных каротажных устройств (622). Кроме того, отдельные находящиеся на поверхности компоненты для обработки данных могут потребовать вмешательства пользователя в один или несколько моментов времени во время процесса обработки данных.
Когда данные о литологии будут определены, данные о литологии могут быть отображены в виде полоски из различных цветов с меняющейся шириной для индикации соотношений литологий в части пласта, обследованной каротажной системой. В одном варианте осуществления выходные данные вышеописанной системы обработки данных в скважине воспроизводятся для специалиста, работающего на буровой установке, посредством пользовательского интерфейса. За счет передачи информации о литологии пласта, который бурят, быстрее, по сравнению с осуществлением посредством обычного анализа проб бурового раствора, и в формате, который может быть использован персоналом буровой установки для идентификации изменений литологии, ожидается, что отображение данной информации на буровой установке обеспечит возможность принятия лучших решений относительно бурения.
Пример пользовательского интерфейса в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения показан на фиг.9. В данном варианте осуществления пользовательский интерфейс специалиста, работающего на буровой установке, показан в зоне 57. В зоне 59 показаны данные, которые традиционно передаются в реальном времени. В данном примере отображена информация от каверномера и данные о гамма-излучении. В зоне 61 графически отображены производные данные о литологии.
Варианты осуществления изобретения могут иметь одно или несколько из следующих преимуществ. Изобретение обеспечивает возможность получения решения, являющегося результатом обработки данных в скважине, за счет выполнения автоматизированной обработки данных в скважине. Решение, являющееся результатом обработки данных в скважине, требует по существу малой ширины полосы пропускания для передачи на поверхность. По существу малая ширина полосы пропускания создает возможность просмотра решения, являющегося результатом обработки данных в скважине, в реальном времени на поверхности. Варианты осуществления изобретения создают возможность автоматизации корректировок ствола скважины и выбора соответствующих компонентов минералогии пласта. Это осуществляется за счет использования набора алгоритмов, которые используют спектроскопические и/или дополнительные измерения в случае необходимости. Напротив, большинство существующих алгоритмов обработки спектроскопических данных требуют от пользователя осуществления вручную выбора из набора возможных корректировок, которые должны быть выполнены для системы скважинных флюидов, а также выбора минеральных компонентов пласта, которые следует определять, что приводит к весьма субъективным и часто не точным результатам.
Несмотря на то, что изобретение было описано в связи с ограниченным числом вариантов осуществления, для специалистов в данной области техники, ознакомившихся с данным описанием, будет понятно то, что могут быть разработаны другие варианты осуществления, которые не отходят от объема изобретения в том виде, как оно раскрыто здесь. Соответственно, объем изобретения должен быть ограничен только приложенной формулой изобретения.