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.
УДК 550.832.75
МНОГОЗОНДОВЫЙ ПРИБОР ИНДУКЦИОННОГО КАРОТАЖА
ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
В.И. Дворкин, А.Р. Лаздин, А.А. Царегородцев
(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия),
Д.Н. Крючатов, А.М. Мустафин
(ОАО «Когалымнефтегеофизика», г. Когалым, Россия)
Для более точного определения геоэлектрических характеристик горных пород, вскрытых горизонтальными скважинами, в ОАО НПФ «Геофизика» разработан новый малогабаритный прибор индукционного каротажа (ИК) 5ИК-45К. Прибор диаметром 45 мм содержит пять трехкатушечных зондов ИК длиной 0,3; 0,5; 0,7; 1,0; 1,4 м, работающих на частоте 60 кГц, канал измерения ПС и датчик индукционного резистивиметра. Длина прибора равна 2300 мм. Разработано теоретическое обеспечение, позволяющее учесть влияние на показания разноглубинных зондов ИК: скважины, явления скин-эффекта, ограниченной толщины пласта, зоны проникновения.
После проведения опробования прибора в скважинах Башкирии и Татарстана начаты промысловые испытания в горизонтальных скважинах, пробуренных на нефтяных и газовых месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз». Исследования проводятся автономным комплексом АГС «Горизонталь», куда одним из модулей включен модуль пятизондового ИК. Автономный модуль многозондового ИК представляет собой стеклопластиковый контейнер диаметром 90 мм, внутрь которого помещен прибор 5ИК-45К и блок автономного питания и регистрации.
Поскольку при проведении исследований горизонтальных скважин автономной аппаратурой для определения насыщения коллекторов используются только электромагнитные методы, то по данным модуля ИК требуется определить удельное электрическое сопротивление (УЭС) пластов в разрезе скважины с точностью не ниже ±0,3÷0,5 Омм. В условиях вскрытия продуктивных отложений на высокоминерализованных промывочных жидкостях с УЭС 0,05-0,10 Омм наблюдается сильное влияние скважины и понижающей зоны проникновения на показания коротких зондов ИК длиной 0,3 и 0,5 м. Наличие в приборе зондов ИК с длиной 0,7; 1,0 и 1,4 м позволяет с требуемой точностью определить УЭС продуктивных коллекторов в условиях вскрытия их на высокоминерализованной промывочной жидкости.
УДК 550.832.7.07/.08
КОМПЛЕКСНЫЙ ПРИБОР ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО КАРОТАЖА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ РУДНЫХ СКВАЖИН
А.П. Яковлев (ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Россия)
В настоящее время малогабаритная аппаратура индукционного каротажа используется при исследовании рудных скважин-шурфов диаметром свыше 50 мм. В целях сокращения времени на проведение ГИС была поставлена задача разработки комплексного прибора электромагнитного каротажа, позволяющего одновременное измерение удельной электрической проводимости и магнитной восприимчивости горных пород. Одним из основных требований к параметрам аппаратуры является высокая разрешающая способность к измерению удельной электрической проводимости (УЭП) горных пород (± 1 мСм/м) в области малых значений проводимости (от 0 до 20 мСм/м) и, соответственно, высокая помехоустойчивость. При совмещении двух электромагнитных методов измерения возникла проблема взаимного влияния, которую удалось решить выбором расположения и способом питания излучающих катушек. Исследования аппаратурой могут проводиться в условиях низких температур, так как предусмотрена коррекция ухода показаний магнитной восприимчивости по каналу измерения температуры.
Комплексная аппаратура ИК-КМВ работает с каротажным регистратором «ВУЛКАН», передача информации осуществляется по протоколу ВИМ через одножильный кабель. Прибор апробирован на одном из рудных месторождений Якутии. В настоящее время ведутся работы по улучшению метрологических характеристик канала измерения магнитной восприимчивости.
УДК 622.276.1/.4.004.58
РЕЗУЛЬТАТЫ МОНИТОРИНГА ВЫРАБОТКИ КОЛЛЕКТОРОВ НЕОКОМСКОГО ВОЗРАСТА
В.И. Дворкин, Е.А. Морозова
(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия),
К.Р. Ахметов (ОАО «Сургутнефтегаз», г. Сургут, Россия)
Начиная с 1983 г. в ОАО «Сургутнефтегаз» в качестве новых методов контроля процесса выработки запасов нефти применялась технология «Стеклопластик» на Западно-Сургутском, Федоровском, Савуйском, Яунлорском и Усть-Балыкском (Солкинская площадь) месторождениях. За период с 1983 г. по 1985 г. было оборудовано 24 контрольные скважины с СПХ с использованием стеклопластиковых электроизоляционных труб ТСПО, изготовленных заводом «Азэлектоизолит» в г. Баку.
Крепление скважины СПХ в продуктивных интервалах дало возможность оценивать текущую нефтенасыщенность пластов при помощи высокочастотных методов электрометрии - ИК, ДК, ВИКИЗ и показало перспективу для применения низкочастотных акустических методов. СПХ были перекрыты пласты АС7-8 Яунлорского месторождения, БС10 Федоровского и Савуйского месторождений, БС1-3 и БС10 Западно-Сургутского месторождения, АС8-9 и БС1 Солкинской площади. Объекты контроля залегали на глубинах от 1983 м (скв. 1305х Яунлорского месторождения) до 2598 м (скв. 1417х Западно-Сургутского месторождения). Угол наклона контрольных скважин в интервале перекрытия СПХ был от 2 до 34 градусов, длина хвостовика - от 17 м до 58 м. В шести скважинах применялось резьбовое соединение, в остальных – безрезьбовое соединение пластиковых труб с самоуплотняющимся узлом.
Через 5-6 лет эксплуатации все 24 скважины пришли в негодность из-за низкого качества труб ТСПО, однако полученные результаты показали перспективность этого направления в условиях Западной Сибири при обеспечении необходимых технических характеристик стеклопластиковых труб. За небольшой срок периодических исследований в 42% скважин с СПХ зафиксирован процесс выработки продуктивных пластов снизу вверх за счёт подъёма ВНК (скв.926, 1450, 1417 Западно-Сургутского месторождения, 1649, 1563, 1559, 1522 Солкинской площади) и по кровле контролируемых объектов (скв. 2690бис Федоровского месторождения, 803 Савуйского месторождения, 1522 Солкинского месторождения). В остальных 14 скважинах существенных изменений в состоянии заводнения контролируемых объектов не отмечена.
В период 1999-2000 гг. в ОАО «Сургутнефтегаз» были продолжены работы по строительству скважин с СПХ с применением термо и баропрочных труб фирмы «Пермопласт» (г. Пермь), отвечающих по своим характеристикам требованиям к эксплуатационным колоннам, применяемым в Западной Сибири. В 1999 г. на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» для исследований особенностей заводнения коллекторов сооружено 9 скважин с СПХ, функционирующих в режиме контрольных, неперфорированных, в которых применялись новые методы контроля выработки пластов и высокочастотная электрометрия с использованием многозондовых установок. Результаты ГИС показали, что процесс выработки пластов неокомского возраста может происходить как классически за счет подъема ВНК снизу вверх, так и послойно-зонально, поочередно по отдельным интервалам (рис.1).
Рис. 1. Контроль выработки и заводнения продуктивных пластов
Использование технологии «Стеклопластик» в пластах неокомского возраста пористостью более 12% и толщиной от двух метров и выше позволяет:
- контролировать процесс выработки неперфорированных продуктивных пластов по изменению геоэлектрических характеристик во времени;
- определять коэффициенты текущей и остаточной нефтенасыщенности после расформирования ЗП в неперфорированных и перфорированных пластах по данным ИК, ВИКИЗ при известной минерализации воды в пласте (выше 5-10 г/л);
- выявлять общие закономерности выработки нефти и использовать их в создании моделей процесса разработки конкретных пластов и месторождений.
УДК 51.001.57:551.263.03
ОБОСНОВАНИЕ МОДЕЛИ ЗАЛЕЖИ ГОРИЗОНТА ПК19-20
БАРСУКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Л.Р. Ахметова
(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия)
Основная доля запасов углеводородов в пределах Барсуковского месторождения сосредоточена в горизонте ПК19-20. Продуктивные пласты горизонта ПК19-20 представлены переслаиванием преимущественно песчаников, алевролитов с прослоями аргиллитов и глин. Месторождение разрабатывается при линейном расположении эксплуатационных скважин. Широтными рядами нагнетательных скважин практически выделены блоки самостоятельной разработки. Между нагнетательными рядами размещены 7 рядов добывающих скважин. Во всех нагнетательных скважинах перфорацией старались вскрывать только нефтеносные коллекторы.
Для иллюстрации геологического строения залежи горизонта ПК19-20 построены геологические профили и геолого-статистические разрезы (ГСР). В качестве репера использовались два близко залегающих друг к другу пропластка углей над горизонтом ПК19-20. По корреляции разрезов скважин в составе горизонта ПК19-20 присутствуют заглинизированные прослои, отдельные из которых коррелируются в разрезе всех скважин и позволяют в составе этого горизонта выделить 3 пласта – коллектора (рис.1),
Рис.1. Геологический профиль по скважинам VI нагнетательного ряда
отличающихся по строению и условию залегания углеводородов. Подобные 2 прослоя выделяются на ГСР четкими минимумами вероятности встречи коллектора.
На основной части площади выделенные пласты достаточно гидродинамически изолированы друг от друга, что позволяет проводить анализ разработки и состояния выработки запасов не в целом по горизонту, а по каждому из пластов.