Многозондовый прибор индукционного каротажа для исследования горизонтальных скважин в. И. Дворкин, А. Р. Лаздин, А. А. Царегородцев
| Вид материала | Документы |
- 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.
Рис. 4. Сравнение СНО до обработки и текущую наработку после задавки ИСО в пласт Но, как и при внедрении любой новой технологии, приходится сталкиваться с факторами отрицательно влияющими на эффективность закачек. В первую очередь - это высокие показатели КВЧ в растворах, применяемых для задавки в пласт. Для минимизации данного риска необходимо все соответствующие работы проводить под строгим контролем с применением чистой техники и технологических жидкостей с минимальным количеством КВЧ. Следующий важный риск - это несовместимость растворов ингибиторов солеотложения (ИСО) с кальцийсодержащими технологическими жидкостями (особенно с жидкостями глушения на основе солей кальция). Отрицательный эффект выражен в образовании малорастворимых осадков в призабойной зоне пласта, снижающие приток жидкости к скважине. Подобное явление было отмечено при применении технологии задавки в пласт на скважинах 693 и 695 Южного купола Харампурского месторождения. Данный риск ограничивает применение технологии Squeeze площадками, имеющими источники воды с низким содержанием ионов кальция. Дальнейшее расширение применения технологии Squeeze, в свете данной проблемы, требует разработки новых кальцийустойчивых составов, дополнительных стабилизаторов к существующим составам ИСО или применение только пресной воды с низким содержанием ионов кальция для приготовления растворов ингибиторов солеотложения, Немаловажной проблемой является набухание пластовых глин при применении пресных вод для закачек. Она в определенной мере решается с помощью применения различных ингибиторов набухания глин (хлорид калия, гидрофобизаторы и т.д.). В перспективе, решением данной проблемы является переход на неводные растворы ингибиторов солеотложения. Надо отметить, что в этом случае будет также решаться еще одна проблема - увеличение времени вывода на режим скважины. Таким образом:
УДК 622.276.243.05 ОБОРУДОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИЯ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕЖИМА ЗАКАЧКИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ МНОГОПЛАСТОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ЧЕРЕЗ ОДНУ СКВАЖИНУ О.Н. Самохин, Р.Р. Зарипов, В.С. Хакимов (ОАО НПФ «Геофизика» г.Уфа, Башкортостан, Россия) В связи с повышением требований к процессам заводнения многопластовых залежей с целью поддержания пластового давления (ППД) в последние годы широкое распространение получили технологии одновременно-раздельной закачки воды (ОРЗ) через одну скважину в несколько пластов. Наиболее активно эти работы ведутся в регионах Западной Сибири (Приобье) фирмами ООО «Лифтойл», ООО НИИ «Сибгеотех», ООО «Промэкспо» и др. Известно, что совместная закачка воды в несколько пластов, неоднородных по проницаемости, приводит к быстрому обводнению залежей, низкому охвату их воздействием и образованию водяных блокад отдельных невыработанных зон. Ускоренное продвижение фронта вытеснения нефти водой по высокопроницаемым пластам сопровождается прорывом воды к забоям добывающих скважин и, как следствие, увеличением объема попутно добываемой воды и затрат на ее нагнетание. Это в лучшем случае приводит к повышению себестоимости добычи нефти, а в худшем случае - выводу обводненной скважины из эксплуатации вместе с потерей неосвоенных запасов нефти, оставшихся в низкопроницаемых пластах. Практика совместной закачки воды в несколько пластов приводит также к потере информации о фактических объемах закачки воды в каждый из пластов. Противоречие «экономических соображений» и требований охраны недр при разработке и эксплуатации многопластовых залежей можно урегулировать, если использовать технологию одновременно - раздельной закачки воды в несколько эксплуатационных объектов через одну скважину. К настоящему времени, в основном, вышеуказанными фирмами решены вопросы, связанные с созданием оборудования (пакеров, скважинных камер, разъединителей колонн и т.д.). Вместе с тем, отсутствие элемента геоинформационного обеспечения у известных технологий ОРЗ, не позволяет контролировать процесс закачки воды в конкретные пласты. Сложность решения данной задачи заключается в необходимости создания системы телеметрии для передачи данных из подпакерной зоны. Исследования по созданию электромагнитного канала связи с использованием автономных скважинных приборов, способных генерировать низкочастотные (единицы Герц) электромагнитные поля и передавать на поверхность информацию с использованием излучающей способности обсадных колонн, находятся на стадии испытаний макетов. Сегодня этот вопрос может быть решен только на основе кабельной телеметрии. С учетом этого в ОАО НПФ «Геофизика» было разработано оборудование для технологии одновременно-раздельной закачки воды в несколько пластов через одну скважину, в частности в три пласта (рис. 1). Отличительная особенность разработанного оборудования - наличие геоинформационной системы элементов для обеспечения контроля процесса закачки в отдельные пласты в режиме реального времени. Скважинная компоновка состоит из колонны труб с тремя пакерами. Каждый пакер оснащен герметичным кабельным вводом для соединения с геофизическим кабелем. Под каждым пакером размещается одно устройство замера давления и, по меньшей мере, одна скважинная камера. В ней размещен клапан-штуцер для регулирования потока. Изменение режимов и параметров работы пластов производится сменой клапанов в скважинных камерах с помощью канатных операций без подъема колонны НКТ. Каждый пакер сверху оснащен разъединителем колонны труб. Данная компоновка рассчитана для работы в интервалах продуктивных горизонтов в колонне диаметром - 146мм. Наличие в компоновке элементов геоинформационной технологии, скважинных камер со сменными штуцерами позволяет тестировать герметичность пакеровки. Минимальный диаметр проходных каналов в компоновке -60мм.  Рис. 1. Компоновка оборудования ОРЗ в обсадной колонне: 1- регистратор; 2- протектор ПМ-73; 3- разъединитель колонны РК- 118; 4- кляммер; 5- одножильный геофизический кабель; 6- пакер цилиндрический с регулируемой посадкой ПЦ-РП-118К; 7- устройство для измерения давления УЗД-2-116; 8- камера скважинная; 9- пакер механический с осевой установкой ПМ-ЯО-118К. При использовании данной технологии можно контролировать закачку воды в каждый объект с замером давления закачки, расхода и регулировать заводнение с целью оптимизации процесса – дифференцированно воздействовать на отдельные пласты за счет оперативного изменения режимов закачки в каждый из пластов скважины в широком диапазоне, что, в конечном итоге, позволит организовать мероприятия по увеличению коэффициента нефтеотдачи по залежи в целом. Также надо отметить, что технология позволяет устанавливать для каждого из выделенных интервалов оптимальное значение репрессии с учетом существующих ограничений. Экономический эффект от внедрения технологии, в основном, выражается в дополнительной добыче нефти или сокращении капитальных вложений на бурение дополнительной сетки скважин. УДК 550.832: 389.63. О СТАТУСЕ ОПОРНЫХ ПЛАСТОВ КОНТРОЛЬНО-КАЛИБРОВОЧНЫХ СКВАЖИН ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ДОСТОВЕРНОСТИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИЗМЕРЕНИЙ Д.В. Догадин (ОАО «Пермнефтегеофизика» г. Пермь, Россия) Применение опорных пластов контрольных скважин для целей метрологического обеспечения геофизических измерений скважин (МО ГИС) изначально пришло в практику с 80-х годов прошлого века; в разной степени они применяются для МО ГИС и в настоящее время. В технологии метрологического обеспечения ГИС, процесс передачи количественных параметров опорных пластов с условным статусом эталонов к геофизическим средствам измерений можно назвать как «вялотекущий». Отсутствие научно- методического обеспечения - методик выполнения измерений по аттестации количественных параметров пластов контрольно-калибровочных скважин с присвоением им, опорным пластам, статуса рабочих эталонов, сдерживает, на мой взгляд, более высокую степень достоверности геофизических измерений, по сравнению с применением в практике метода двух опорных пластов на месторождениях провинций или применение ограниченных параметров региональных стандартных образцов (СО) состава и свойства вещества, не предназначенных для передачи размеров единиц рабочим средствам измерений, но используемых в ранге эталонов. Ни в каком нормативном документе функции эталонов по передаче количественных единиц величины для СО не прописаны, сравните пункт 3.25 для СО и пункт 3.27 для эталонов ГОСТ 8.645-2008) [4]. Метод двух опорных пластов, безусловно, классический, но не вписывается в Федеральный закон «Об обеспечении единства измерений» в плане регулирования отношений, возникающих при выполнении измерений, установлении и соблюдении требований к измерениям, единицам величин, эталонам единиц величин: статья 1, пункт 2 ФЗ «Об обеспечении единства измерений» (ФЗ ОЕИ). [1] По результатам применяемого метода, в передаче количественных параметров от региональных СО к геофизическим средствам измерений многие специалисты интерпретаторы не доверяют им из-за: а) низкой достоверности, не отражающей реальные скважинные условия, такие как влияние вмещающих пластов, пластового давления и других факторов, возникающих при измерениях количественных параметров исследуемого пласта; б) разночтения количественных параметров между СО различных регионов: Уфа, Тюмень, Тверь, Саратов; в) несовпадение основного критерия оценки пласта-коллектора: количественный параметр - пористость, значительно не совпадает с Кп% по керну; г) неоднозначности показаний Кп% в опорных пластах у всех приборов, прошедших градуировку и калибровку в региональных СО (в одном и том же пласте контрольно-калибровочной скважины, каждый прибор показывает свои значения Кп%);  Рис. 1. Сравнительные функции преобразования Кп % по СО и по опорным пластам контрольно-калибровочной скважины (прибор ПРК-73 №38, 2008г)  Рис. 2. Кп % опорных пластов по алгоритмам стандартных образцов и алгоритмам опорных пластов: 1 поле: РК5 №38; 2 поле: СРК-Л №95; 3 поле: абсолютная погрешность относительно опорных пластов по прибору РК5 №38 и по прибору СРК-Л №95. д) ограниченности числа количественных параметров у стандартных образцов: нет количественного параметра Кп% по методам ГГК в песчаниках, известняках, доломитах; то же самое по методу акустических измерений; концентрации NaCl, проводимости по диапазону измерений электрических методов и т.д.; ж) изменяющихся со временем основных параметров СО объёмной плотности и пористости в насыпных моделях, в результате выщелачивания по всему объёму модели пласта, поверхностей фрагментов породы - кальцита; з) выполнения измерений ГА не в геофизической информационно- измерительной системе; игнорирование пункта 6.1.3. (последний абзац) РД 153-39.0-072-01. «ТЕХНИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах» [2]. «Стандартные образцы предназначены для воспроизведения, хранения и передачи характеристик состава или свойства вещества (материалов), выраженных в значениях величин, допущенных к применению в Российской Федерации» ст.8, пункт 1 ФЗ ОЕИ [1]; состав и свойство, характеризующее вещество - это не количественный параметр измеряемой величины, т.к. именно к количественному параметру измеряемой величины (в данном случае Кп%) СО предъявлены претензии специалистов интерпретаторов. Время замедления нейтронов в образцах и скважинных условиях неодинаково [7], «…теоретически установлено, что время замедления нейтронов является удобным петрофизическим параметром горных пород. Существовала приближённая теория, были выполнены расчёты Монте-Карло в однородных средах. Из них следовало, что время замедления меняется от 1-2 мкс в воде, до 80-100 мкс в сухой породе (в зависимости от регистрируемой энергии). Проблема состоит в том, что при измерениях в реальной скважине время замедления сильно сокращается (до 10-20 мкс)…». Стандартные образцы, изготовленные из фрагментов горных пород неизвестного геологического периода. В связи с этим, следует иметь в виду, что электронная плотность в СО не адекватна расчётам Кп% методом математического моделирования. Поэтому, это одна из причин целесообразности использования СО только в статусе стандартных образцов предприятия (СОП), как имитаторов в метрологических лабораториях геофизических организаций, где нет контрольных скважин; с присвоением СО количественных параметров, переданных единиц величины (Кп%) для конкретного прибора, от опорных пластов (эталонов), увязанных с керновым материалом соответствующего региона. Опорные пласты контрольных скважин приближены к реальным условиям измерения количественных параметров для всех геофизических методов. Анализируя четвертьвековой опыт по использованию опорных пластов контрольной скважины для подтверждения достоверности геофизических измерений, практически по всем методам прослеживается неизменность количественных параметров физических величин опорных пластов. Само собой напрашивается вывод о присвоении пластам статуса рабочих эталонов, и использовании их в качестве исходных для воспроизведения с целью передачи их размеров геофизическим средствам измерений и стандартным образцам различного назначения. Контрольная скважина Полазнинского участка геофизических работ ОАО «Пермнефтегеофизика» несколько раз аттестована по методикам, рекомендованным в отчетах ОМП 46/83, ОМП 46/84 и увязана с параметрами кернового материала, исследованного в Камском отделении ВНИГНИ по теме: П.Г.1.5. / 101(9) 28-7 / 168-д; затем скорректирована по керновому материалу скважин Предуральского прогиба. В 2009 году планируется сравнение соответствия Кп% кернового материала с ранее присвоенными значениями Кп% опорным пластам контрольной скважины. При расхождении количественных значений параметры по Кп% будут скорректированы. По результатам аттестаций опорным пластам присвоены количественные параметры на все методы геофизических измерений: а) электрические методы: количественные параметры проводимости; удельного сопротивления для БКЗ, БК, ИК; микрометодов и жидкости заполняющей скважину. б) ядерные методы: количественные параметры водородосодержания (W%); естественной радиоактивности; объёмной плотности и Кп% по ГГК. в) акустические методы: интервальное время в опорных пластах, затухание; отношение головных волн по амплитудам для каждого приёмника; Кп% и отношение энергий по Будыко. г) контроль за разработкой месторождений: термометрия, манометрия, резистивиметрия жидкости по проводимости, удельного сопротивления, концентрации NaCl. д) контроль технического состояния скважин: при необходимости профилеметрия. К сожалению, например, по функции преобразования региональных СО и алгоритма опорных пластов контрольной скважины, с учётом поправочных коэффициентов, Кп% в пластах не совпадают. Максимальные значения Кп% по функциям преобразования СО, измеренные количественные значения, прибором СРК-Л в уплотненных аргиллитах достигают до 73%, по алгоритмам опорных пластов контрольной скважины – не превышают 44%. Следует заметить, что по разработкам ВНИИЯГГ пористость в пластах не должна превышать 40%. В табл. 1 и 2 для наглядности приведены сравнительные данные измерений двух типов приборов в скважинах региона платформенной части и Предуральского прогиба по алгоритму региональных СО и алгоритму опорных пластов контрольной скважины. Не совпадение по всему диапазону значительное. Таблица 1 Статистические данные кривых: Гагры №306, СРК-Л №95, 2008г ---------------------------------------------------------------- Кривая Начало Конец Мин Макс Сред Ср.кв ---------------------------------------------------------------- NK1 611 1798 29267.03127148.41 69589.39 18040.36 NK2 610 1797 1183.15 25679.75 9864.78 5661.98 GK 609 1796 0.90 52.40 5.46 3.04 A 611 1797 3.86 26.29 9.29 4.23 Кп%(СО) 611 1797 1.54 59.09 15.48 10.84 по алгоритму СО Кп% пл. 611 1797 0.72 44.91 11.42 8.32 по алгоритму опорных АБС_ПОГР 611 1797 0.81 14.18 4.05 2.52пластов контрольн. скв. Таблица 2 Статистические данные кривых:Триф. №225, ПРК 73 №01, 2008г ---------------------------------------------------------------- Кривая Начало Конец Мин Макс Сред Ср.кв ---------------------------------------------------------------- ГК 283 1842 869.05111244.51 5972.99 4458.17 МЗ 285 1844 31153.33192960.00118181.13 27403.94 БЗ 285 1843 2019.39 88634.00 23582.41 13110.67 A 285 1843 1.85 17.13 6.07 2.18 Кп%(СО) 285 1843 -0.57 50.48 13.53 7.29 по алгоритму СО Кп%пл. 285 1843 0.99 39.85 10.87 5.72 по алгоритму опорных пластов контрольн.скв----------------------------------------------------------------  Рис. 3. Сравнение максимальных значений Кп% по функциям преобразования СО и опорных пластов контрольно калибровочной скважины в полевой скважине Все приборы РК, прошедшие аттестацию в стандартных образцах регионального центра, с указанными в сертификатах градуировочными характеристиками были испытаны в одних и тех же опорных пластах контрольной скважины, но полученные количественные параметры оказались разные, а не близкие или одинаковые, как того следовало бы ожидать. Средние же значения количественных параметров пластов, полученных по алгоритмам опорных пластов идентичны. Неоднократная сравнительная обработка материалов ННК-Т по алгоритмам региональных СО и по алгоритмам опорных пластов контрольной скважины в обрабатывающей программе «ПРАЙМ», показала поразительные результаты литологического состава. Известняки (подтверждённые керном) по СО определены программой «ПРАЙМ» как доломиты, а по алгоритмам опорных пластов контрольной скважины – известняки по керну подтверждены как известняки по ННК-Т. Анализируя экспериментальные работы и теоретические обоснования, можно сделать вывод: СО не могут функционировать в статусе эталонов. Их можно применять только в качестве имитаторов на геофизических предприятиях, где нет контрольных скважин. В статье о проблемах стандартизации аппаратуры ядерно-физического каротажа авторами из ОАО НПП «ВНИИГИС» Борисовым В.И., Борисовой Л.К. и др., даётся направление решения проблемы: «… уже сейчас многим специалистам тяжело доказать, что ядерно-геофизические приборы не измеряют геологические и физические параметры, что основная погрешность при расчётах этих параметров кроется в методиках и алгоритмах обработки регистрируемых импульсов; что реальное увеличение точности будет происходить, в основном, не за счёт усовершенствования аппаратуры, а за счёт увеличения количества и достоверности знаний, вложенных в используемые алгоритмы и методы обработки» [6]. Очевидным преимуществом опорных пластов контрольной скважины по обеспечению достоверности является не только практикуемая проверка работоспособности геофизической аппаратуры (ГА), но и оценка корректности градуировок на калибровочных установках. Некорректности калибровок и градуировок в основном, возникают из-за игнорирования требований пункта 6.1.3.(последний абзац) РД 153-39.0-072-01 [2]. Все вновь выпускаемые автоматизированные калибровочные установки не совместимы с геофизическими информационно - измерительными системами (ГИИС). Калибровка, градуировка проводится только скважинному прибору без учёта влияющих факторов компонентов ГИИС [3,5]. Выводы 1. Опорные пласты контрольных скважин обладают постоянством состава физических и химических свойств, и не зависимы от воздействия внешних и временных факторов, то есть обладают критериями эталонов. 2. Опорные пласты, обладая критериями эталонов, не реализуются как техническое средство, предназначенное для воспроизведения, хранения и передачи единиц величины. 3. Не разработан нормативный документ научно-методического обеспечения (Российского уровня) по аттестации количественных параметров опорных пластов – эталонных объектов контрольных скважин. 4. Стандартные образцы могут применяться только в статусе имитаторов пористости в метрологических лабораториях геофизических предприятий, где нет контрольно-калибровочных скважин. Список использованных источников: 1. Закон Российской Федерации «Об обеспечении единства измерений» №102-ФЗ. 2. РД 153-39.0-072-01. «ТЕХНИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах» 3. ГОСТ Р8.956-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения. 4. ГОСТ 8645-2008 Метрологическое обеспечение работ по геологическому изучению, использованию и охране недр в Российской Федерации. Основные положения. 5. Догадин Д.В. Экспериментальное определение метрологических характеристик при калибровке геофизических информационно-измерительных систем.// «АИС» 2008 «Каротажник» выпуск №174 , с. 73. 6. Борисов В. И., Борисова Л.К., Крысов А.А., Николаев Ю.А. ОАО НПП «ВНИИГИС» г. Октябрьский. // Материалы конференции (В рамках международного форума «НЕФТЕГАЗСЕРВИС» 2007») УФА, 14-15 ноября 2007 г. –с. 82. 7. Лухминский Б. Е, Тепляков А. Б., А. Д. Рогов А. Д. Современный этап компьютерного моделирования Монте-Карло с использованием систем MCNP для модернизации ядерно-геофизических технологий исследования скважин. // «АИС» 2002 «Каротажник» выпуск №93. –с. |