Geum.ru

Технология удаленного мониторинга, как новая информационная основа при проведении работ по гис, гти и опробованию пластов в. В. Илюшин, С. А. Венско, С. В. Кожевников

Вид материалаДокументы

Содержание


Идентификация геологических структур вокруг скважины
Преимущества и особенности технологии исследования пластов трубными испытателями с широкопроходными и сквозными каналами
Подобный материал:
1   2   3

ИДЕНТИФИКАЦИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ СТРУКТУР ВОКРУГ СКВАЖИНЫ

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДАННЫХ МНОГОТОЧЕЧНОГО

АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА


В.Ш. Дубинский, Ксиаоминг Танг, Даг Паттерсон

(«Бэйкер Хьюз», г. Хьюстон, США)


Получение изображений структуры прискважинной зоны при помощи акустического каротажа является достаточно новым, но весьма актуальным направлением. В случае успеха область использования стандартного многоточечного акустического каротажа может быть существенно расширена и использована для идентификации и создания акустических имиджей геологических структур на некотором удалении вокруг скважины. Мы предлагаем конкретную методику сбора и обработки сигналов, позволяющую не только получить, но и существенно улучшить качество таких околоскважинных акустических имиджей.




Рис.1. Формирование отраженных волн в случаях положения прибора выше и ниже по отношению к отражающей границе


На рис. 1 представлена схематическая диаграмма работы прибора акустического каротажа в скважине, пересекающей наклонный пласт с контрастными границами. Излучаемые звуковые волны можно разбить на две категории по направлению распространения: 1) головные волны, распространяющиеся вдоль скважины, регистрируемые набором приемников и используемые для расчета акустических скоростей в породе; 2) волны, распространяющиеся от скважины в пласт, достигающие отдаленных участков вокруг скважины, отражающиеся от контрастных границ и возвращающиеся к скважине. Эти волны регистрируются приборами акустического каротажа как вторичное вступление, потому что их амплитуда обычно значительно ниже, чем амплитуда прямых волн. Как показано на рис.1, акустическая энергия попадает в верхние или нижние области пласта в зависимости от того, где расположен прибор, выше или ниже границы, откуда волна отражается и регистрируется приемником как вторичное вступление. Эти вторичные вступления отраженных волн могут использоваться для получения изображений структуры отдаленных участков пласта в результате временно - глубинной миграции, подобно наземной сейсмике. Другой тип волн, вызывающий вторичное вступление - это волны, связанные с передачей энергии через границы пласта, проходящие между источником звуковых волн и приемниками. Отраженные и передаваемые волны могут иметь разные формы из-за преобразования волновых мод на границах. Преобразования включают в себя сценарии отражения и передачи типа P в P, P в S, S в S и S в P, где «P» и «S» обозначают, соответственно, продольную и поперечную волну. Приводимые выше описания показывают, насколько сложны волновые явления, происходящие в прискважинной зоне, и насколько необходима надежная методика обработки этих данных для выделения интересующих нас отражений и построения изображений.

Предлагаемая нами методика обработки сигнала направлена на решение двух задач. Первая - выделить интересующие нас отраженные волны из массива данных, где доминируют мощные прямые волны. В этом главное отличие между изображениями, получаемыми при использовании данных скважинного акустического каротажа и наземных сейсмических систем, хотя эти два метода используют один и тот же принцип. В настоящем докладе предлагается разделять волновые моды непосредственно в массиве данных, накопленных секцией приемников на акустическом приборе (рис. 2). Применение такого разделения волновых мод прямо в массиве данных (Tang and Cheng, 2004), в сочетании с накоплением данных при наличии набора передатчиков, позволяет индивидуально выделять отдельные отражения при движении вверх и вниз. Вторая задача – усилить амплитуды отражений на фоне различных интерферирующих волн в прискважинной зоне. Для этой цели данные по отражениям, полученные путем обработки сигналов и разделения их по волновым модам, усиливаются, благодаря накоплению данных по разности времени вступления при движении отражения вдоль набора приемников путем синхронного суммирования в желаемом направлении.

Качество дифференцирования между информативными отражениями и головными волнами, а также разделение между отражениями при движении вверх и при движении вниз, критическим образом зависит от того, насколько параметры сигнала информативного отражения отличаются от аналогичных параметров нежелательных волн - помех.

Мы применяем методику разделения волновых мод к массиву акустических данных, чтобы отделить отраженные волны от прямых (головных). Опираясь на данные об амплитуде и разности времени вступления для различных волновых мод, мы рассчитываем определяющие прямые волны, а затем вычитаем их из суммарных данных. В остатке получается как раз та волновая мода, которая нас интересует.




Рис. 2. Схема сбора данных при перемещении

Прибора



Рис. 3. Тестирование метода на синтетических данных

Другим способом повышения соотношения сигнал-шум является направленное накопление. Благодаря тому, что накопление идет вместе с разностями времени вступления для ожидаемых отраженных волн, отраженный сигнал, если таковой имеется, будет значительно усиливаться, а другие интерферирующие сигналы будут, соответственно, подавляться. После обработки данных при помощи аналитического подхода, описанного выше, остается задача миграции данных по отраженным сигналам и получения на их основе изображений. При этом могут использоваться традиционные сейсмические методы.

Чтобы показать эффективность предложенной обработки сигнала и связанных с ней процедур, мы применили эту методику к множеству синтетических данных, полученных в результате моделирования (рис. 3).

На рис. 4 показано приложение метода для обработки данных акустического каротажа, полученных в акустически «медленном» пласте (низкая продольная скорость). Рис. 5 демонстрирует приложение нашей методики к исследованию одиночной скважины по акустическим отражениям, при этом получаются изображения геоструктур вблизи скважины, пробуренной сквозь соляной купол.

Использование предлагаемого подхода для геонавигации в процессе бурения (рис. 6) является весьма перспективным приложением, но оно требует существенной доработки.



Рис. 4. Акустический имидж вокруг скважины в «медленной» породе





Рис. 5. Акустический имидж при бурении через соляной купол





Рис. 6. Возможность использования предложенной технологии для геонавигации в процессе бурения


УДК 622.244.6.05

ПРЕИМУЩЕСТВА И ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ ТРУБНЫМИ ИСПЫТАТЕЛЯМИ С ШИРОКОПРОХОДНЫМИ И СКВОЗНЫМИ КАНАЛАМИ


Ф.Х. Камалов, В.С. Хакимов, Е.М. Кузьмин

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


Современные комплексы пластоиспытательного оборудования КИИ 3-95, КИИ 3-146 и ИПТ-127 имеют принципиальные недостатки. Во всех этих конструкциях используется клапанная система плунжерного типа, что существенно ограничивает диаметры проходных каналов и обуславливает искривление их под углом 90о. Вследствие этого наблюдаются случаи засорения каналов, их интенсивный эрозионный износ, эффект штуцирования, резкое снижение депрессии на пласт и, как следствие, изменения формы кривых притока. Кроме того снижается эффект очистки прискважинной зоны пласта (ПЗП). Отсутствие сквозных каналов в названных испытателях исключает возможность транспортировки через такой канал какой-либо малогабаритной геофизической аппаратуры.

Аналитические расчеты ряда исследователей показывают, что при испытании высокодебитных пластов штуцирующий эффект обусловлен гидравлическими сопротивлениями, возникающими в каналах пластоиспытательного оборудования, что, в первую очередь, имеет место при проведении операций пластоиспытателями КИИ 3-95, ИПT-127 и КИИ 3-146, в которых диаметры проходных каналов не превышают 25мм, а суммарная длина каналов такого диаметра может достигать 7-10 м.

В таблице приведены расчетные значения удельных (приведенных к единице длины канала) гидравлических сопротивлений при течении пластовой воды по каналам различного типа (20, 55 и 75мм диаметром).




Отсюда следует, что, в зависимости от интенсивности работы пласта, гидравлические сопротивления в каналах пластоиспытательного оборудования диаметром 20мм могут достигать 10МПа. Разница между потерями давления при одном и том же расходе для каналов 55 и 75мм отличается примерно в 4,5 раза, тогда как для каналов 20 и 55мм эта разница будет более чем в 100 раз.

Исходя из вышеизложенного, оправдана разработка пластоиспытательного оборудования с широкопроходными каналами, которые способствуют созданию более глубоких депрессий на пласт, вызову интенсивных притоков, очистке ПЗП и получению интерпретируемых кривых притока и КВД.

Первый шаг в отечественной практике по разработке конструкций пластоиспытательного оборудования с широкопроходными каналами был сделан в стенах ВНИИнефтепромгеофизики в 70-х годах прошлого столетия. Был разработан комплекс КИОД-110М с условным проходным каналом диаметром 40 мм, что в два раза больше, чем в КИИ 3-95 и КИИ 3-146. Это позволило в 4-5 раз увеличить дебиты старого эксплуатационного фонда нефтяных скважин.

В зарубежной и отечественной практике работ в последнее десятилетие стали широко применяться пластоиспытатели с клапанами шарового типа. Опыт их применения свидетельствует о целом ряде преимуществ по сравнению с клапанами плунжерного типа, используемых в пластоиспытательном оборудовании предыдущих конструкций. Эти преимущества обусловлены, прежде всего, наличием полнопроходного сквозного канала, благодаря чему предоставляется возможность спуска через пластоиспытательное оборудование промыслово-геофизической аппаратуры на каротажном кабеле в подпакерную зону (манометры, термометры, расходомеры, импульсные генераторы нейтронов и др.). Наличие сквозного канала позволяет проводить исследование испытуемого пласта с геофизическим сопровождением в режиме пробной эксплуатации с дистанционной передачей информации на поверхность (рис.1).

Особенностью пластоиспытательного оборудования со сквозными каналами является возможность проведения вторичного вскрытия пласта под депрессией в обсаженных скважинах в комплексе ИПТ+перфоратор (рис.2).

Все эти преимущества могут быть осуществлены при применении пластоиспытателей с клапанами шарового типа.

К настоящему времени завершена разработка комплексов пластоиспытательного оборудования ИПТ-110С, ИПТ-127С и ИПТ-146С со сквозными каналами 45, 52 и 58мм соответственно.