Многозондовый прибор индукционного каротажа для исследования горизонтальных скважин в. И. Дворкин, А. Р. Лаздин, А. А. Царегородцев

Вид материала

Документы

Содержание Удк 622.24.063:550.822.3 оценка влияния добавок бурового раствора на смачиваемость поверхности порового пространства горных поро Метод оценки смачиваемости. Постановка эксперимента. Результаты анализа. Усовершенствование аппаратно-программного комплекса импульсно-нейтронного каротажа Рис. 1. Пример разложения временного спектра Список использованных источников Автоматизация планирования геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов Список использованных источников Оперативное изучение сложнопостроенных коллекторов геолого-геохимическими методами Оперативная оценка нефтебитумосодержания терригенных пород-коллекторов по шламу в процессе бурения Расчет сил, возникающих при перемещении приборов в стволах горизонтальных скважин

Подобный материал:

• Конференция spe технологии бурения и заканчивания горизонтальных скважин, многоствольных, 145.7kb.
• И газового каротажа в процессе бурения скважин, 114.47kb.
• Компьютерные технологии и программы используемые в геофизике: 12 res2dinv программное, 289.6kb.
• Разработка и совершенствование технологических решений по повышению эксплуатационных, 285.93kb.
• Для определения, 289.77kb.
• Темы Курсового проекта по энгм № п/п, 65.41kb.
• Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых, 2818.35kb.
• Прибор для электромагнитотерапии «рематерп» выпускается под наименованием «рематера»,, 33.39kb.
• Рабочая программа дисциплины теория методов геофизических исследований скважин специальность, 89.36kb.
• Программа 40 часового курса по теме: «Современные технологии и технические средства, 64.91kb.

УДК 622.24.063:550.822.3

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ДОБАВОК БУРОВОГО РАСТВОРА НА СМАЧИВАЕМОСТЬ ПОВЕРХНОСТИ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА ГОРНЫХ ПОРОД (ПО КЕРНУ)

Л.М. Шишлова

(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия),

И.А. Четвертнева, Н.В. Прокшина, А.И. Нугаев

(ООО «АНЕГА» - Бурение», г. Уфа, Башкортостан, Россия)


На современном уровне развития бурения важное значение имеет совершенствование технологии промывки скважин за счет применения эффективных систем буровых растворов, обеспечивающих устойчивое безаварийное бурение и сохранение естественной продуктивности пластов.

Последнее достигается применением в составе бурового раствора химических реагентов – гидрофобизаторов.

Известно [1,2,3], что горные породы по смачиваемости поверхности порового пространства бывают гидрофобными и гидрофильными. Горная порода является гидрофильной или смачиваемой водой, когда пленка воды равномерно покрывает поверхность порового пространства породы - все активные центры поверхности заняты молекулами воды или гидротированными катионами, т.е. двойным электрическим слоем (ДЭС), в противном случае порода гидрофобная.

Назначение работы – выбрать из представленной коллекции добавок (химических реагентов) те, которые способствуют гидрофобизации поверхности порового пространства горных пород.

Метод оценки смачиваемости.

Оценку смачиваемости, а вернее степень гидрофобизации поверхности порового пространства проводили через параметр: диффузионно-адсорбционная активность А_да [4].

Диффузионно-адсорбционной активностью А_да породы называется ее способность поляризоваться на контакте с электролитом или другой влажной породой и создавать в этих условиях ДЭС.

По В.Н. Дахнову и В.Н. Кобрановой [1,2] А_да рассчитывается по формуле:

А_да = (U_да - U_диф)/ lg С₁/С₂ , (1)

где U_да. - диффузионно – адсорбционный потенциал, возникающий при диффузии ионов (например, соли NаCl) через поры образца породы из раствора большей минерализации С₁ (например, аналога пластовой воды) в раствор меньшей минерализации С₂ (например, аналог бурового раствора).

Значение этого потенциала будет определяться диффузионным потенциалом U_диф, определяемым свободным движением ионов солей через поры породы и потенциалом U_ДЭС, определяемым влиянием ДЭС (породы) на процесс диффузии тех же ионов, т.е. U_да = U_диф + U_ДЭС.

В идеале: если нет ДЭС (поверхность порового пространства гидрофобная), то U_да = U_диф и согласно (1) А_да = 0 ± ∆А_да,

где ∆А_да – абсолютная погрешность определения А_да.

Постановка эксперимента.

1. Собиралась электрохимическая цепь для измерения диффузионно – адсорбционной активности согласно [5] и проводилось определение А_да1, когда в качестве рабочих растворов использовались растворы соли NаCl минерализаций С1 и С2 (С1 >C2).
   
2. В емкость электрохимической цепи п.1., содержащую аналог бурового раствора (C2), добавляли ту или иную добавку и по истечении определенного времени проводилось также определение А_да.2.
   
3. Проводилось сравнение значений А_да1 и А_да.2.
   
4. Оценка влияния тех или иных добавок на изменение смачиваемости поверхности порового пространства проводилась по расхождению в значениях А_да1 и А_да.2 .
   
5. На образцах керна проводилось еще и измерение удельного электрического сопротивления керна R₁ до начала эксперимента и по его завершению R₂.
   

Результаты анализа.

В данной работе в качестве добавок бурового раствора использовались реагенты КР-0, КР-1, КР-2, КР-3, КР-4, GRL 515, ПДК-515.


Анализ результатов исследований показал:

- на электрические характеристики (А_да, R) неглинистого и слабоглинистого (наиболее гидрофобного керна) добавки не оказывают практически никакого влияния;

- на керне наиболее глинистом (гидрофильном) расхождения в значениях как А_да так и R в той или иной мере наблюдаются практически на всех добавках;

- из числа рассмотренных химических реагентов-добавок КР-0, КР-1, КР-2, КР-3, КР-4 и GRL 515, гидрофобизации глинистого керна способствуют химические реагенты ПКД-515 и КР-4 (наблюдается А_да1 > А_да.2);

- применение химических реагентов – гидрофобизаторов ПКД-515 и КР-4 в составе бурового раствора должно сохранить естественную продуктивность пласта.


Список использованных источников

1. 
   Кобранова В.Н. Петрофизика. – М.: Недра», 1986.
   
2. Добрынин В.М. Петрофизика / В.М. Добрынин, В.Ю. Вендельштейн, Д.А. Кожевников. - М.: «Недра», 1991.
   
3. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (петрофизика). Справочник геофизика. М., «Недра», 1976.
   
4. Патент № 2237162. Оценка степени гидрофобности порового пространства горных пород с использованием диффузионно- адсорбционной активности./Л. М. Шишлова, С. Н. Сидорович (Россия), // Бюл.-2004.-№27
   
5. Виноградов В.Г. Практикум по петрофизике/А.В. Дахнов, С.Л. Пацевич. – М.: «Недра», 1989.
   

УДК 550.832.53.07/.08

УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ АППАРАТНО-ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА ИМПУЛЬСНО-НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА


Н.А. Николаев

(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия)


В настоящее время можно считать устоявшимся подход к проектированию аппаратной части аппаратно-программного комплекса импульсно-нейтронного каротажа, предназначенный для решения следующих геолого-технических задач:

• оценки характера насыщения коллекторов;
  
• литологического расчленения разреза скважины;
  
• определение интервалов поглощения и поступления воды;
  
• оценки коллекторских свойств горных пород;
  
• привязки к разрезу скважины.
  

Разрабатываемый в настоящее время во «ВНИИнефтепромгеофизика» генератор нейтронов ИГН-43 базируется на опыте разработки предыдущих поколений данной аппаратуры, но имеет следующие отличительные особенности:

• Защитный кожух скважинного прибора цельный, выполнен из сплава циркония с ниобием (Э125), диаметр 43 мм, габаритная длина 3500 мм;
  
• Конструкция генератора выполнена на едином шасси, позволяет легко производить монтаж излучателя нейтронов (используется генератор ИНГ-10-50 производства «ВНИИ Автоматика»);
  
• Рабочая температура скважинного прибора до +125 градусов Цельсия, давление 40 МПа с возможностью дальнейшего увеличения данных параметров;
  
• Питание прибора производится от одного источника постоянного тока, напряжением 150 В. Напряжения питания генератора быстрых нейтронов ИНГ-10-50 стабилизировано внутри прибора на уровне 150 В, имеется корректор мощности питания при работе на геофизическом каротажном кабеле;
  
• Интерфейс скважинного прибора - дифференциальный Манчестер-2 (передача осуществляется по двум жилам геофизического кабеля, с возможностью перехода на одну жилу) с максимальной длиной передачи 5000 метров;
  
• Используется три термостабилизированных датчика гамма-квантов (0.3, 0.6 и 1.8 метра от мишени генератора). Используемые кристаллы 25х40 мм, NaI(Tl) – 1 зонд, 25х80 мм NaI(Tl) – 2 и 3 зонды. Все датчики имеют защитный экран из кадмия и помещены в электростатический и электромагнитный экран;
  
• Наличие датчика температуры внутри скважинного прибора и напряжения питания на головке прибора. Внутри аппарата имеются часы реального времени, позволяющие фиксировать время наработки аппаратуры как с работой излучателя, так и в режиме ГК.
  
• Повысилась точность фиксации спада нестационарного поля гамма-квантов: используется 79 временных окон, из них – 56 окон длительностью 40 мкс, 23 окна длительностью 120 мкс, а также 9 окон длительностью 5000 мкс для фиксации фона ГК, КНАМ по всем трем каналам одновременно. Измеряемая база режима ИНГК увеличена до 5000 мкс.
  
• С целью сохранения данных внутри прибора имеется энергонезависимая флэш-память объемом 1 Гб. Этого объема достаточно для регистрации на протяжении 5-6 часов непрерывной записи.
  
• Скважинный прибор не имеет микропроцессорного управления – логика работы аппаратуры реализована на базе радиационно стойких программируемых логических матриц (FPGA).
  
• Усовершенствовано программное обеспечение аппаратуры, которое позволяет решать полный комплекс геолого-технических задач.
  

Ранее, для расчета времени жизни тепловых нейтронов в пласте τ, применялся так называемый однокомпонентный вариант расчета параметров временного спектра, разработанный еще на начальном этапе исследования методами ИНК [1]. При этом результаты расчетов τ в большинстве случаев были неудовлетворительными.


N_{имп. (Счёт в каналах)}




Т_{мкс(Каналы)}

Рис. 1. Пример разложения временного спектра


В начальной части спектра велико влияние «скважинной» составляющей, по истечении некоторого времени – «пластовой» составляющей. Как видно, расчёт величины τ в значительной мере зависит как от выбора времени задержки, так и от выхода нейтронов излучателя, а также от фоновой составляющей, если ее не вычесть. Было выяснено, что фон и соответственно завышенные счета в этом варианте расчётов дают завышенное значение τ.

Применяемый в настоящее время [1] двухкомпонентный вариант расчёта параметров временного спектра использует в своей основе известное представление спада счета в виде суммы двух составляющих - скважины и горной породы:

J_общ(t)=J_скв(t) + J_{гор_пор}(t) (1)

Обе эти составляющие описываются экспоненциальными зависимостями Ae^λt:

J_общ(t)= A_скв∙e^{λскв t} + A_{гор_пор}∙e^{λгор_пор t} (2)

При этом алгоритм автоматически может выявлять участки временного спада, характеризующие «скважинную» и «пластовую» составляющую, что дает более точное вычисление параметра τ.

Применение силового кожуха из низкоактивируемого материала (сплав Э125), увеличение измерительной базы режима ИНГК до 5 мс, совершенствование программного обеспечения аппаратно-программного комплекса импульсно-нейтронного каротажа позволит более точно регистрировать и вычислять параметр τ, а следовательно качество решения геолого-технических задач повысится.


Список использованных источников:


1. Тезисы межотраслевой научно-технической конференции «Портативные генераторы нейронов и технологии на их основе», Москва 26-30 мая 2003 г.. – М.: ВНИИА им. Н.Л. Духова, 2003, С 17, 44, 65, 66.


УДК 261.3.06:622.276.1/.4

АВТОМАТИЗАЦИЯ ПЛАНИРОВАНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ


О.В. Наугольных (УрО РАН «Горный институт», г. Пермь, Россия)

А.В. Шумилов (ОАО «Пермнефтегеофизика», г. Пермь, Россия)


Программный комплекс, состоящий из базы данных «Методы работ в скважинах по повышению текущей и конечной нефтеотдачи пластов» [1] и программы для ЭВМ «Методы ПНП» [2], предназначен для использования: геолого-технологическими службами и нефтегазодобывающими компаниями; буровыми предприятиями; сервисными (в том числе, промыслово-геофизическими) компаниями, занимающимися работами по повышению нефтеотдачи пластов (ПНП) и капитальным ремонтом скважин (КРС); инновационными организациями и научно-исследовательскими институтами, разрабатывающими новые технологии в сфере ПНП и КРС. База данных содержит подробные сведения о практическом применении технологий ПНП, разработанных и эффективно применяющихся десятилетиями в отечественной и зарубежной практике. Компьютерная программа позволяет: находить наиболее приемлемые методы ПНП для геолого-технических условий конкретной скважины; просматривать информацию по выбранным методам, содержащимся в базе данных (их подробное описание, рисунки, таблицы, графику, рекомендации разработчиков и их контактные реквизиты); осуществлять оперативный расчет основных технико-экономических показателей от применения выбранных методов (в том числе, и кабельных геофизических технологий ПНП) [3]. Результатом применения комплекса являются весьма заметные продвижения в добыче углеводородов за счет ускорения и повышения точности проектирования и инжиниринга на всех этапах данной сферы производства на основе многолетнего опыта, накопленных навыков и знаний.

Расчетный блок, реализованный в последнее время в составе программы для ЭВМ «Методы ПНП» позволяет выполнять оперативный расчет параметров, используемых при решении практических задач КРС и ПНП. Назначение данного блока соответствует всем направлениям применения программного комплекса: совершенствованию месячного, годового и перспективного планирования геолого-технических мероприятий в скважинах отделами разработки нефтегазодобывающих компаний; уточнению конкретного технологического планирования операций в скважинах службами КРС; оценке эффективности проведенных геолого-технических мероприятий. Алгоритмы, послужившие основой разработки расчетного блока, прошли авторитетную редакцию отраслевых журналов и издательств, либо рекомендованы к использованию трудами научно-исследовательских институтов отечественной нефтедобывающей промышленности.

Перечень расчетов сгруппирован по четырем основным направлениям: инженерные расчеты при КРС; технико-экономические расчеты; оценка состояния призабойной зоны; расчеты дифференцированного рентного налогообложения.

Инженерные расчеты при КРС разделены по видам ПНП: ремонтно-изоляционные работы; ликвидация осложнений; воздействие на призабойную зону; режим эксплуатации скважины после проведенного ремонта и др. В свою очередь, указанные разделы содержат расчеты: создания экрана (блокады) в зоне; объема раствора реагентов для изоляции вод, поступающих в скважину путем заколонной циркуляции; выбора реагентов и технологических схем для изоляционных работ; объема некоторых продуктов обработки на операцию водоизоляционных работ; предельного числа оборотов колонны ловильных труб при расхаживании вращением; предельной глубины спуска ловильного инструмента; закачки некоторых реагентов; начальной скорости струи, истекающей из насадки гидроперфоратора; допустимых величин динамического уровня и величины депрессии на пласт; испытания колонны на герметичность путем снижения уровня; максимальной глубины спуска одноступенчатой колонны промывочных труб; оценки забойного давления и гидравлических потерь в процессе закачки в скважину технологической жидкости; глушения скважин при КРС.

Введенные в состав технико-экономической части блока расчеты разделены на оценочные расчеты после проведенных работ и прогнозные. Первые включают оценку технологического эффекта после изоляционных работ в простаивающих и эксплуатирующихся скважинах, а также эффективности инновационных мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта (ПЗП). Прогнозные включают расчеты окупаемости, трудоемкости и стоимости планируемого ремонта скважины, а также оценку эффективности форсирования отборов в обводненной скважине, водоизоляционного ремонта, различных методов обработки ПЗП. Кроме того, возможно прогнозирование показателей разработки месторождения, объема добычи углеводородов, продолжительности эксплуатации добывающих скважин.

Оценка состояния призабойной зоны подразделяется на оценку ПЗП и призабойной зоны скважины. Для первой части рассчитываются по разным методикам: скин-эффект, коэффициент закупорки ПЗП и остаточная нефтенасыщенная толщина обводненного перфорированного пласта. Оценка состояния призабойной зоны скважины заключается в определении забойного давления и гидравлических потерь в процессе закачки в скважину технологических жидкостей.

Расчеты дифференцированного рентного налогообложения включают разработку геолого-экономической ранговой классификации залежей, вычисление значения функции классификации залежей и расчет дифференцированного рентного налога по любому числу показателей.

На программы расчетного блока получены положительные заключения экспертов РГУНГ им. И.М. Губкина.


Список использованных источников:


1. Шумилов А.В., Шумилов В.А., Заичкин Е.В. Свидетельство об официальной регистрации базы данных «Методы работ в скважинах по повышению текущей и конечной нефтеотдачи пластов» (Скважинные методы ПНП) № 2002620005 от 21.01.2002 // М., РОСПАТЕНТ.

2. Заичкин Е.В., Ташкинов И.В., Шумилов В.А., Шумилов А.В. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ «Методы ПНП» № 2002610056 от 21.01.2002 // М., РОСПАТЕНТ.

3. Шумилов В.А., Шумилов А.В. Выбор кабельных геофизических технологий повышения нефтеотдачи пластов с использованием специальной базы данных // «Геофизический вестник» ЕАГО. М.: ГЕРС. 2008. Вып. 5. С. 13-17.

УДК 551.252:550.822.3

ОПЕРАТИВНОЕ ИЗУЧЕНИЕ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ


С.Н. Сидорович, Ш.Я. Махмутов, М.Г. Лугуманов

(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия)


Опыт проведения геолого-технологических исследований (ГТИ) в различных регионах и отложениях показывает, что горные породы часто имеют сложное строение, обладают большой геологической неоднородностью и различными типами пустотного пространства. Это касается как терригенных, так и особенно карбонантных пород-коллекторов.

Известно, что терригенные коллекторы (песчаники, алевролиты) характеризуются преимущественно межзерновой (межгранулярной) пористостью, где важным фактором является упаковка зёрен.

Карбонатные коллекторы (известняки, доломиты) характеризуются трещиноватостью, кавернозностью, межзерновой пористостью и другими видами ёмкости.

В докладе приведены результаты анализа геолого-технологических исследований (ГТИ) по изучению различных типов сложнопостроенных карбонатных коллекторов нефти и газа с помощью геолого-геохимических методов на нескольких разведочных площадях Башкортостана (Ново-Узыбашевская, Исимовская, Южно-Сергеевская). Показаны информативность конкретных геологических и геохимических методов при решении основных геологических задач (литологическое расчленение разреза, выделение коллекторов, оценка характера насыщения).

Геолого-геохимические методы ГТИ изучения бурового шлама и керна включают обязательный и дополнительный комплекс, а также газометрию бурового раствора (газовый каротаж в процессе бурения) [1].

Анализ материалов ГТИ по изучению различных типов карбонатных пород- коллекторов показал необходимость использования циклостратиграфического анализа, основанного на трансгрессивно-регрессивном факторе образования карбонатных отложений и их вторичных преобразований [2].

Наиболее информативными методами при определении вещественного состава карбонатных горных пород коллекторов всех типов (кроме случаев бурения с использованием долот истирающего типа) являются:

• макроскопия бурового шлама и керна;
  
• микроскопия шлама и керна;
  
• фракционный анализ шлама (привязка по глубине);
  
• определение плотности и оценка пористости по шламу и керну.
  

При выделении коллекторов с межзерновой пористостью и оценке характера насыщения информативными являются следующие методы:

• макро- и микроскопия по шламу и керну;
  
• определение плотности и оценка пористости по шламу и керну;
  
• люминесцентно-битуминологический анализ по шламу и керну (ЛБА);
  
• газометрия горных пород по шламу и керну;
  
• определение окислительно-восстановительного потенциала (ОВП) горных пород по шламу и керну;
  
• газометрия бурового раствора ( газовый каротаж в процессе бурения).
  

При выделении трещиноватых карбонатных коллекторов и оценке характера насыщения информативными являются:

• макро- и микроскопия по шламу и керну;
  
• газометрия бурового раствора (газовый каротаж);
  
• ОВП горных пород по шламу;
  
• ИК - спектрометрия горных пород по шламу.
  

При разбуривании трещиноватых карбонатных горных пород долотами истирающего типа наиболее информативными при выделении и оценке характера насыщения коллекторов являются:

• газометрия бурового раствора (газовый каротаж);
  
• газометрия суспензии бурового раствора с истертой горной породой (на основе термо-вакуумной дегазации);
  
• определение ОВП суспензии бурового раствора с истертой горной породой;
  
• частично макро- и микроскопия измельченного шлама.
  

Информативность исследования горных пород по керну напрямую зависит от его выноса. При низком выносе керна потеря информации восполняется по шламу.


Список использованных источников:


1. Лаптев В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения // Муравьев П.П., Сидорович С.Н. / РД 39-01477-16-102-87.

2. Сидорович С.Н. Методика дифференциации карбонатных комплексов // Адлер М.Г. - Труды «ВНИИ Нефтепромгефизика», 1984г.


УДК 622.24.063

ОПЕРАТИВНАЯ ОЦЕНКА НЕФТЕБИТУМОСОДЕРЖАНИЯ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ПО ШЛАМУ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ


С.Н. Сидорович, И.К. Булатов,

М.Г. Лугуманов, Д.С. Хасанов, А.Ф. Шайхутдинов

(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия)


Одной из важных задач геолого-технологических исследований (ГТИ) является оперативное выделение нефтебитумосодержащих пластов-коллекторов по шламу в разрезе скважин. Основным методом изучения нефтебитумосодержания горных пород по шламу в настоящие время является люминесценто-битуминологический анализ (ЛБА). Однако по ряду причин, связанных с технологией бурения и горно-геологическими условиями, возникла потребность проведения более информативных и точных инструментальных методов.

Буровые компании при бурении скважин стали чаще использовать долота истирающего типа. Следовательно, шлам выносится в виде мелких фракций, а часто и непосредственно в виде зерен кварца, слагавшего ранее песчаники и алевролиты, разрушенные в процессе бурения, а под действием гидромониторного эффекта углеводороды очень сильно вымываются. Это касается, в частности, шлама, получаемого при разбуривании боковых стволов в условиях Западной Сибири.

Все эти факторы негативно сказываются на информативности ГТИ, что побуждает проводить дополнительные исследования методами, в меньшей степени подверженными внешним факторам.

Проведенные авторами опытно-методические работы на шламе из терригенных отложений ряда скважин Западной Сибири (Кечимовской, Нонг-Еганской площадей) позволяют рекомендовать дополнительные информативные методы исследований с целью выделения в разрезе скважин нефтебитумосодержащих интервалов в процессе бурения.

Это методы ИК-спектрометрии и окислительно-восстановительного потенциала (ОВП) горных пород.

Методика проведения инфракрасной спектрометрии подразумевает использование более сильного растворителя, чем при проведение ЛБА, в частности четыреххлористого углерода (ССl4). Путем 5-ти кратной последовательной промывки навески горной породы в экстракторе в «струе», получаем раствор углеводородов (экстракт). Далее экстракт помещается в кювету ИК-спектрометра (ИКН-025), где фиксируется амплитуда рабочего (λ=3,42 мкм) и опорного (λ=3,00 мкм) ИК-сигналов, а затем рассчитывается отношение этих величин. Полученное значение прямо пропорционально концентрации битумоидов (нефти, битумов и др.) в горных породах. Таким образом, можно выделить не только нефтеносный коллектор, но и рассчитать концентрацию нефти в горной породе.

Метод ОВП основан на способности химических соединений создавать окислительное или восстановительное состояние среды.

Обладая высокой восстановительной активностью, углеводороды нефтяного ряда характеризуются пониженными значениями потенциала Eh, что позволяет выявлять нефтебитуминонасыщение породы-коллекторы. [П.П. Муравьев, С.Н Сидорович, 1985, 1999, 2000 г].

Проведенные исследования на скважинах Кечимовской и Нонг-Еганской площадей Западной Сибири по шламу терригенных пород из горизонтальных участков скважины показали положительные результаты. Отложения характеризовались положительными значениями Eh.

Таким образом, использование современных инструментальных методов, таких как ИК - спектрометрия и ОВП (Eh) горных пород наряду с традиционным методом ЛБА при изучении терригенных пород - коллекторов позволит получить оперативную и достоверную информацию о нефтебитумосодержании последних.

УДК 681.3.06:550.832

РАСЧЕТ СИЛ, ВОЗНИКАЮЩИХ ПРИ ПЕРЕМЕЩЕНИИ ПРИБОРОВ В СТВОЛАХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН


Д.Н. Князев, А.Д. Савич, А.В. Шумилов

(ОАО «Пермнефтегеофизика», г. Пермь, Россия)


Успешная доставка приборов на забой горизонтальной скважины зависит от множества факторов: траектории ствола скважины, типа и параметров промывочной жидкости, конструкции скважины, литологии пород в открытом стволе, качества подготовки скважины к исследованиям, габаритов, веса и состава опускаемого геофизического оборудования. Оперативно и достаточно точно рассчитать необходимую компоновку комплекса скважинного оборудования можно только с помощью специальной компьютерной программы. Такая программа под названием «ЛАТЕРАЛЬ-РАСЧЕТ» разработана авторами настоящего доклада в 2007 году [1]. Основой для разработки программы «ЛАТЕРАЛЬ-РАСЧЕТ» послужило разработанное в рамках выполнения работ по договору с ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» «Методическое руководство по расчету усилий доставки приборов к забоям и осевых усилий при работе технологического комплекса «ЛАТЕРАЛЬ-2007».

После успешной опытной эксплуатации в ряде ведущих геофизических предприятий данное программное средство прошло сертификацию в Евро-Азиатском геофизическом обществе на соответствие требованиям РД ТК 440-001-01 [2]. Программа позволяет производить расчеты для всех типов кабельных технологий доставки приборов в горизонтальные стволы, включая доставку при помощи жесткого геофизического кабеля (ЖГК) и технологического комплекса «ЛАТЕРАЛЬ» [3, 4].

Входными данными программы являются: инклинометрические измерения, распределение плотности промывочной жидкости по стволу скважины, давление на устье скважины, коэффициенты трения при движении элементов скважинной сборки на различных участках ствола, физические параметры доставляемого прибора и используемого оборудования: геофизического кабеля, насосно-компрессорных труб (НКТ) и т.д. Все данные могут вводиться с клавиатуры или из подготовленных файлов. Результатом работы программы являются рассчитанные значения необходимого для доставки прибора на забой количества труб и графики усилий, возникающих в элементах опускаемого оборудования: запас усилия доставки прибора при спуске (сила, с которой прибор давит на препятствие, если упрётся в него), сила натяжения кабеля на устье при спуске и при подъёме, сила натяжения кабеля на соединительных элементах при подъёме, сила, необходимая для проталкивания при спуске и удержания при подъёме прибора и НКТ при наличии давления на устье.

Поскольку в программе «ЛАТЕРАЛЬ-РАСЧЕТ» вычисляются силы натяжения кабеля на устье для каждого положения прибора при спуске и при подъёме, то она является и исследовательским инструментом: сопоставляя рассчитанные значения натяжения с измеренными можно уточнить, в частности, коэффициенты трения между элементами подвески и стенками скважины в различных условиях.

При расчётах с ЖГК необходимо учитывать следующее: если на участок ЖГК действуют вдоль оси сжимающие силы, то он деформируется, возникает дополнительная прижимающая к стенке скважины сила и, соответственно, дополнительная сила трения. Эта сила учитывается в программе через коэффициент распора, показывающий, какая часть сжимающей ЖГК силы передаётся на стенки скважины. Экспериментальных данных по оценке значений этого коэффициента пока нет, поэтому предполагается оценить его на основании данных исследований скважин, сопоставляя фактическую глубину доставки прибора на ЖГК с расчетной. Планируется также выполнение экспериментальных работ с ЖГК для определения коэффициента распора.

Результаты расчётов представлены в программе графически. Поскольку профиль скважины, состав опускаемого оборудования и его движение вдоль скважины визуализированы, интерфейс программы обеспечивает наглядность проведения расчётов. По результатам расчётов формируется отчёт в формате Microsoft Word.