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


Список использованных источников
Техника и технология выделения маломощных продуктивных пластов методами газовой
Производственный опыт применения комплекса методов акц и акц-с в ооо «питц «геофизика»
Сравнительный анализ результатов исследования скважин микроимиджером с керновыми данными
Рис. 1. Пример исследования одной из разведочной скважин
Исследование горизонтальных скважин действующего фонда без их предварительной остановки
Coiled tubing
Список использованных источников
Разработка технологии интегрированных геофизических исследований бурящихся скважин на основе
Метрологический контроль геофизических работ
Повышение эффективности работ по технологии электрического каротажа через колонну экос-31-7
Рис. 2. Блок-схема включения аппаратуры ЭКОС-31-7 с поверочной установкой
Таблица 1 Данные, полученные с использованием нового ПО с ограниченным участием оператора
Таблица 2 Данные, полученные при «традиционной» поверке
К вопросу применения импульсных нейтронных методов для исследования залежей тяжелых нефтей (на примере усинского месторождения)
Рис. 1. Фрагмент участка разреза
Контроль технического состояния скважин с помощью малогабаритного акустического имиджера авк-42м в комплексе с электромагнитными
Рис. 2. Пример выделения зоны перфорации, произведенной
Рис. 3. Пример выделения вертикального
Эталонирование аппаратуры индукционного каротажа метода переходных процессов
...
Полное содержание
Подобный материал:
1   2   3

Список использованных источников:

  1. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. – М.: «Недра», 1991.
  2. Варламов П.С. и др. Пластоиспытательное оборудование для гидродинамических исследований пластов нефтяных и газовых скважин. Уфа, 2004. – 620 с.
  3. Камалов Ф.Х., Портнов В.И., Латыпов Р.С. Повышение продуктивности эксплуатационных объектов воздействием депрессии на пласт. – М.: «Недра», «Нефтяное хозяйство» № 7, 1979.
  4. Камалов Ф.Х., Хакимов В.С., Кузьмин Е.М. и др. Комплекс испытательного оборудования на трубах для исследования скважин с геофизическим сопровождением (ИПТ+ГИС) – Тверь, Каротажник № 10-11, 2005.
  5. Камалов Ф.Х., Шакиров И.И., Бро Ю.Г. Испытатель пластов, а.с. № 1691517, СССР, Б.И. №42, 1991.

УДК 550.832.92

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ВЫДЕЛЕНИЯ МАЛОМОЩНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ МЕТОДАМИ ГАЗОВОЙ

ЭКСПРЕСС-ХРОМАТОГРАФИИ


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

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


При проведении оперативных геолого-технологических исследований основными источниками первичной информации, необходимой для анализа текущей ситуации, являются данные газового и механического каротажа, расходометрии, геологических исследований, включающих изучение бурового шлама и керна.

Опыт проведения ГТИ показал, что для решения задач по выделению маломощных продуктивных интервалов, метод газового каротажа приобретает первостепенное значение. Газовый каротаж - эффективное, а в ряде случаев и единственно возможное средство, предотвращающее пропуски небольших продуктивных пропластков. Следует отметить, что при проведении газового каротажа могут возникнуть определённые трудности - газовые аномалии при регистрации данных могут быть связаны и с поступлением в буровой раствор газа, обусловленного добавками нефтепродуктов и щелочных реагентов. В решении данных проблем может помочь использование газового хроматографа, позволяющего проводить измерения с достаточной степенью точности, разрешающей способности, повторяемости даже при высоких значениях концентраций углеводородных (УВ) компонентов. Характеристиками, необходимыми в таких ситуациях, обладает полевой экспресс-хроматограф «Рубин», выпускаемый серийно на протяжении нескольких лет в ОАО НПФ «Геофизика». Отличительной особенностью данного прибора является широкий динамический диапазон проводимых измерений: от 1*10-5 абс. % до 100 % абс. Это даёт возможность повысить геологическую эффективность результатов исследования за счёт надёжного определения характеристик пласта при неблагоприятных геолого-технических условиях. В течение каждого цикла измерения проводится регенерация хроматографической колонки путем контролируемого термического воздействия, что позволяет избегать неблагоприятного накопления “тяжелых” газовых компонентов при высоких концентрациях исследуемых УВ газов. Хроматограф «Рубин» построен по прямоточной одноколоночной схеме, вместо традиционно используемых двух - трёхколоночных. В приборе применен пламенно-ионизационный детектор. Из применяемых в практике газового каротажа, данный датчик является наиболее чувствительным при проведении анализа УВ газов, показания его наиболее линейны в широком диапазоне концентраций, он обладает неизменным коэффициентом преобразования в течении всего периода эксплуатации. Еще одной отличительной чертой “Рубина” является то, что он нечувствителен к неуглеводородным компонентам.

Особо следует сказать о многопластовых маломощных залежах. Каждый пласт многопластового месторождения характеризуется определённым компонентным составом газа. Флюидные коэффициенты, например, С1/С2, С2/С3 и ряд других комбинаций, являются как бы «фотографией» данного пласта и позволяют с помощью хроматографа безошибочно идентифицировать принадлежность пласта, пропластка к той или иной залежи. Возможности данной аппаратуры газового каротажа делают её надёжным средством идентификации маломощных пластов и определения характеристик каждого нефтесодержащего пласта-коллектора.

Благодаря широкому диапазону измерения УВ газов и конструктивным особенностям, хроматограф «Рубин» является высокоэффективным инструментом решения задач по выявлению маломощных продуктивных пластов. Он может надежно работать при:
  • малом содержании УВ газов в буровом растворе;
  • заливках нефти в буровом растворе;
  • наличии в промывочной жидкости значительных концентраций водорода и углекислого газа;
  • использовании буровых растворов высокой вязкости;
  • детальной газометрии шлама и керна;
  • анализе проб гидродинамических исследований.

Данные возможности представляют особый интерес при решении задач по отслеживанию границ пласта в процессе бурения при тонком переслаивании коллекторов и прогнозировании нефтегазонасыщенного разреза. Широкое применение на протяжении нескольких лет описанного газового хроматографа показало его высокую эффективность при выделении нефтегазонасыщенных пластов толщиной менее 1,0 м в разрезах со сложным геологическим строением при газовом факторе нефти, не превышающем 10 м3/т, и фоновых газопоказаниях ниже 0,001 % (при газовых пластовых аномалиях 0,005 – 0,02 %).

УДК 550.832.44

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЛЕКСА МЕТОДОВ АКЦ И АКЦ-С В ООО «ПИТЦ «ГЕОФИЗИКА»


П.Н. Гуляев (ООО «ПИТЦ «Геофизика», г. Пермь, Россия),

С.В. Белов, О.В. Наугольных, А.В. Шумилов

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


В настоящее время одним из основных геофизических методов контроля качества цементирования скважин является акустический метод, основанный на возбуждении и регистрации головных волн, распространяющихся вдоль оси скважины по обсадной колонне и горным породам. Метод АКЦ основан на зависимостях величины затухания продольной волны по колонне от качества контакта цемента с колонной и упругих свойств цемента.

Стандартный интегральный метод АКЦ позволяет определять средние характеристики контакта цементного кольца за обсадной колонной. Методические ограничения применения стандартного АКЦ связаны со следующими причинами:

1. Невозможно выделить первые вступления волны по колонне в интервалах высокоскоростных разрезов со скоростью более 5300 м/с, в которых первые вступления при хорошем и удовлетворительном цементировании относятся к волне по породе.

2. Низкая чувствительность к отдельным дефектам цементного кольца с малым углом раскрытия (до 45°).

3. Невозможно разделить нарушения цементного кольца по типам объемных (каналы и кольцевые зазоры) и контактных (зазоры) дефектов.

С 2004 года предприятием ООО «ПИТЦ «Геофизика» при контроле качества цементирования обсадных колонн дополнительно привлекается метод сканирующей акустической цементометрии АКЦ-С (сканирующая аппаратура МАК-СК и интегрально-сканирующая аппаратура МАК-9-СК). Длина зонда МАК-СК (0,4 м) и рабочая частота излучателя (100 кГц) уменьшают радиус исследования и исключают интерференцию первых вступлений упругих волн, распространяющихся по горным породам. Аппаратура МАК-СК содержит восьмисекторный акустический зонд, работающий в сканирующем режиме, что позволяет осуществлять контроль качества цементирования обсадных колонн по их периметру, определять размеры дефектов раскрытием от 15° и разделять их по типам (контактные – микро-зазоры; объемные – кольцевые зазоры и вертикальные каналы). Измерения сканирующей аппаратурой позволяют получить количественную оценку состояния цементирования скважины – коэффициент качества цементирования (Ккц), который изменяется от 0 при отсутствии контакта цементного камня с обсадной колонной до 1 при бездефектном цементном кольце и сплошном контакте его с обсадной колонной.

Недостатком одно-зондовой сканирующей аппаратуры является невозможность точных измерений в скважинах, где нарушается центрирование прибора, а также чувствительность к поглощающим свойствам жидкости в скважине.

В настоящее время для обработки и интерпретации данных АКЦ-С авторами данного доклада разработан специальный модуль к программе для ЭВМ СОНАТА, позволяющий рассчитывать Ккц с учетом положения прибора в скважине. В модуле реализована совместная обработка данных интегральной и сканирующей АКЦ, калибровка прибора МАК-СК, что значительно сокращает затраты времени на обработку и формирование заключения.

Проведенные опытно-промышленные испытания аппаратуры МАК-9-СК, состоящей из интегрального и сканирующего модулей, показали следующие неоспоримые преимущества комплексирования двух методов в одном приборе:

1) Уменьшение затрат времени на выполнение ГИС комплексом АКЦ и АКЦ-С в два раза (время работы в интервале 2000 м уменьшается от 6 до 3 часов);

2) Проведение исследований комплексом АКЦ и АКЦ-С в одинаковом режиме;

3) Повышение эффективности контроля качества цементирования скважин за счет обеспечения возможности количественной оценки состояния цементирования скважин в высокоскоростных разрезах, повышения разрешающей способности акустического метода к дефектам малых размеров, разделения дефектов по типу (зазоры или каналы).

За последние четыре года исследованиями методом АКЦ-С охвачено 47 скважин 16-ти месторождений, разрабатываемых ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Метод АКЦ-С привлекается для решения следующих задач контроля технического состояния колонн в различных технических условиях:

- в нефтяных и газовых скважинах при разных режимах (статика - закачка – депрессия);

- при двухколонной конструкции скважин, когда на параметры внутренней колонны происходит влияние параметров внешней колонны;

- до и после проведения гидроразрыва пласта;

- в колоннах, зацементированных облегченным цементом.

УДК 550.832.44:550.822.3

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН МИКРОИМИДЖЕРОМ С КЕРНОВЫМИ ДАННЫМИ


В.И. Стрелков

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

О.В. Терехов

(ОАО «Башнефтегеофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия)

М.Б. Говорков

«ОАО «ТНГ-Групп», г. Бугульма, Татарстан, Россия)


При исследовании разрезов скважин разными геофизическими методами всегда остро стоит вопрос о качестве и достоверности полученных материалов. Проверка их достигается путём сравнительного анализа получаемых данных с другими геофизическими методами, или результатами исследований керновых материалов.

Сравнение результатов исследования микроимиджером на скважине с другими данными сопровождается определёнными трудностями:
  • подтверждение данных, полученных микроимиджером другими методами геофизики, будет только частичным. Это связанно с тем, что любые другие геофизические методы имееют существенно меньшую разрешающую способность;
  • керновые исследования для сравнительного анализа необходимо проводить при 100 % его отборе, что не всегда возможно по геолого-техническим причинам.

Сравнение результатов исследования между акустическим микроимиджером (разработка ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа) и керном были проведены геофизиками ОАО «Татнефтегеофизика» в Красноярском крае на одной из разведочных скважин ТНК-ВР, вскрывшей плотные породы рифея. Вынос керна был 100%, описание его приведено ниже вместе с данными геолого-технологических исследований. Так же приводится диаграмма соответствующего ему интервала исследования микроимиджером (рис.1). Справа приведена гистограмма, характеризующая направления распространения трещин в данном интервале скважин.

2742,8-2744,8м

Показания суммарного газа 0,008%.

Доломит известковистый светло-серый, серый, мелкокристаллический, участками зеленовато-серый, глинистый, крупно кавернозный, вертикально и субвертикально-трещиноватый. Трещины тонкие, открытые (толщиной 1-2 мм), реже отмечаются открытые горизонтальные трещины. Каверны проницаемые размерами от 3 х 3 до 30 х 40 мм.

По трещинам и кавернам слабые желтые пятна нефти.

2744,8-2747,8м

Показания суммарного газа 0,007%.

Доломит известковистый светло-серый, серый, зеленовато-серый, мелкокристаллический, участками глинистый, слабокавернозный, вертикально и субвертикально трещиноватый. Трещины тонкие, закрытые (толщиной 1-2 мм). Каверны редкие слабопроницаемые размерами до 1 х 3 мм. Признаки нефти не обнаружены.

2747,8-2748,8м

Показания суммарного газа до 0,02%.

Доломит известковистый светло-серый, серый, мелкокристаллический, участками глинистый, зеленовато-серый, крупнокавернозный, вертикально и субвертикально-трещиноватый. Трещины открытые (толщиной 2-3 мм), реже отмечаются открытые горизонтальные трещины. Каверны проницаемые размерами от 3 х 3 до 30 х 40 мм. По трещинам и кавернам признаки нефтенасыщения - на свежем сколе образцов резкий запах легких углеводородов. По результатам ЛБА коричневато-желтое свечение.

2748,8-2750,8 м

Показания суммарного газа до 0,015%.

Доломит светло-серый, серый, мелкокристаллический, вертикально и субвертикально-трещиноватый, слабокавернозный. Трещины открытые (толщиной до 5 мм). По трещинам зеленовато-желтые пятна нефти.

2750,8- 2751.8 м

Показания суммарного газа до 0,008%.

Доломит светло-серый, серый, мелкокристаллический, вертикально и субвертикально-трещиноватый, слабокавернозный. Трещины тонкие, слабо проницаемые (толщиной 1- 2 мм). На плоскости данного среза признаки нефти не обнаружены.




Рис. 1. Пример исследования одной из разведочной скважин

Красноярского края

2751,8 -2753,8м

Показания суммарного газа 0,01%.

Доломит светло-серый, серый, мелкокристаллический, кавернозный, крепкий, вертикально и субвертикально-трещиноватый. Размеры каверн до 2 х 10 мм. Трещины открытые (толщиной до 5 мм), на плоскостях трещин отмечается кристаллическая щетка вторичного доломита. По трещинам зеленовато-желтые пятна нефти.

2753,8-2755,1 м

Показания суммарного газа до 0,01%.

Доломит светло-серый, серый, мелкокристаллический, крупно кавернозный, крепкий, субвертикально-трещиноватый. Размеры каверн до 5х15 мм. Трещины грубо открытые, плоскости трещин неровные, субвертикально-волнистые, на плоскостях отмечается кристаллическая щетка вторичного доломита. На свежих срезах резкий запах нефти, по трещинам выпоты зеленоватой нефти.


Заключение

Из приведённых данных видно насколько неоднородны вскрытые карбонатные породы рифея на этой разведочной площади. Причём не только по характеру порового пространства, но и по степени заполнения его нефтью. Трещины 1-2 мм в безкавернозной зоне, как правило, нефтью не насыщены. Исследование акустическим микроимиджером полностью подтверждено керновыми данными.

УДК 550.832:622.276.5 (124)

ИССЛЕДОВАНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ДЕЙСТВУЮЩЕГО ФОНДА БЕЗ ИХ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ОСТАНОВКИ


Д.Н. Крючатов

(ОАО «Когалымнефтегеофизика», г. Когалым, Россия)

А.Д. Савич, А.В. Шумилов

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


Выполнение промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин (ГС) при наличии устьевых давлений становится в настоящее время весьма актуальной задачей. Одной из причин этого является то обстоятельство, что на нефтяных месторождениях Российской Федерации бурение ГС все чаще проводится по технологии вскрытия продуктивного пласта на депрессии. В качестве промывочной жидкости, как правило, используется аэрированная нефть. Это позволяет понижать забойное давление, в результате чего возникают повышенные давления жидкости на устье. Другая причина состоит в том, что в процессе геофизических исследований (ГИС) ГС эксплуатационного фонда с возбуждением их компрессором зачастую создаются условия для выхода скважин на режим фонтанирования.

При геофизических исследованиях в процессе эксплуатации аппаратуру в скважину доставляют на жестком геофизическом кабеле (ЖГК), специальными тяговыми устройствами (например, WELL TRACTOR, MaxTRAC), «гибкой трубой» ( COILED TUBING), а также «Комплексом для доставки геофизических приборов к забоям горизонтальных скважин» (ТК «ЛАТЕРАЛЬ») [1].

Для обеспечения герметизации устья во время проведения ГИС разработано специальное оборудование, которое позволяет проводить герметизацию труб малого диаметра и геофизического кабеля и их принудительный спуск и подъем при наличии давления на устье скважины до 35 МПа. Оборудование не имеет аналогов и позволяет выполнять ГИС не только в ГС с давлениями на устье, но и проводить исследования скважин фонтанного и нагнетательного фонда без их остановки.

Основными узлами оборудования являются превентор с трубными и кабельными плашками, герметизирующие головки, лубрикатор, сальниковый очиститель геофизического кабеля и устройство для принудительного спуска труб. Все это обеспечивает полноценные ГИС в ГС при их строительстве, освоении и эксплуатации.

Исследования при помощи технологического комплекса «ЛАТЕРАЛЬ» в работающих скважинах производятся с применением геофизического оборудования герметизации устья скважины. Принудительный спуск приборов и насосно-компрессорных труб (НКТ) производится в следующей последовательности.

При закрытой центральной задвижке противовыбросового оборудования скважины устанавливается геофизическое оборудование для герметизации. На приемных мостках производится сборка подвески в составе геофизического прибора, устройства осуществления электрической связи (УОЭС) в герметичном исполнении и нижней насосно-компрессорной трубы диаметром 33,4 мм с предварительно смонтированной на ней верхней частью проталкивающего устройства. При помощи элеватора и строп подвеска поднимается над устьем скважины, производится установка соответствующего оборудования принудительного спуска, подвеска проталкивается до центральной задвижки, и после ее открытия принудительно производится спуск в ствол скважины расчетного количества НКТ. После электрического соединения кабеля с прибором, колонна труб при помощи кабельного зажима крепится к кабелю, на резьбу фланца герметизирующей головки устанавливается лубрикатор с герметизатором кабеля, производится спуск прибора в заданный интервал исследований и выполнение геофизических исследований.

Отличительной особенностью технологии выполнения работ в бурящихся скважинах является использование для геофизических исследований приборов большого диаметра, которые невозможно проталкивать через герметизирующие манжеты трубного герметизатора.

Поэтому для размещения приборов и монтажа геофизического оборудования герметизации необходима шлюзовая камера, в качестве которой используется противовыбросовое оборудование (ПВО), смонтированное на устье скважины для целей ее бурения. Герметизация камеры снизу производится при помощи превентора ПВО с глухими плашками, а сверху устанавливается фланец для размещения оборудования герметизации ТК «ЛАТЕРАЛЬ», которое прикрепляется на фланец одновременно со спуском прибора в шлюзовую камеру [2].

Совместными усилиями ОАО «Когалымнефтегеофизика» и ОАО «Пермнефтегеофизика» в скважинах ОАО «ЛУКОЙЛ» проведены работы по внедрению в производство ТК «ЛАТЕРАЛЬ», который характеризуется следующими доказанными практическим применением достоинствами:

- гарантированная доставка геофизической аппаратуры на забой при любой длине и конфигурации горизонтального участка скважины;

- использование стандартной и специализированной кабельной геофизической аппаратуры;

- использование стандартного многожильного геофизического кабеля, позволяющего производить спуск связок, состоящих из нескольких регистрирующих модулей;

- использование общепринятой технологии исследования скважин на притоке при снижении уровня компрессором;

- обеспечение надежной герметизации устья скважины при использовании разных режимов эксплуатации скважины (фонтанирование, компрессирование, нагнетание);

- использование стандартных систем учета глубины;

- сборка и спуск НКТ малого диаметра производятся по существующим у буровых предприятий технологиям [3].

Рассматривая непосредственно ГИС в ГС необходимо отметить, что фазовое расслоение потока в эксплуатационной скважине является следствием действия гравитационных сил, причем в зависимости от угла наклона ствола режимы потока могут меняться. Поэтому все традиционные для вертикальных стволов потокометрические приборы ГИС не могут эффективно применяться в ГС, что в свою очередь значительно усложняет процесс интерпретации данных.

Широко распространенные геофизические приборы, предназначенные для исследований в скважинах эксплуатационного фонда, оснащены только простыми средствами для измерения объемного содержания нефти в движущемся по эксплуатационной скважине потоке и его общего дебита. Данные технологии основаны на измерениях в центральной точке сечения скважины и не пригодны для измерений в ГС. В настоящее время все крупные геофизические компании за рубежом, очевидно, прогрессируют в разработке и изготовлении приборов для измерений в ГС. Как правило, используются комбинированные измерения, объединяющие множество современных высокоточных датчиков для измерения идентичных целевых параметров. Таким образом, для одного и того же измерения используются разные датчики, что в итоге повышает степень точности общей измерительной информации. Основными параметрами измерений являются скорость потока, объемное содержание и скорость фазы. В результате, алгоритм интерпретации становится очень простым, скорость потока единичной фазы равна ее объемному содержанию, умноженному на скорость и затем на площадь поперечного сечения.

Для решения этих задач можно использовать приборы компании Schlumberger, которая выпустила ряд комплексных приборов, ныне это – FloScan Imager, ранее - Production System Platform (с 1998 г.). В отличие от традиционных приборов промыслового каротажа, которые сконструированы с центральным одиночным вертушечным расходомером и предназначены для использования в вертикальных скважинах, прибор FloScan Imager позволяет в режиме реального времени определять скорость многофазного потока и объемное содержание каждой из фаз вне зависимости от наклона ствола скважины. Прибор устанавливается в стволе скважины с эксцентриситетом у стенки ствола скважины с нижней стороны. Электрические датчики позволяют разграничивать фазовое содержание нефти и воды. Оптические датчики – газа и жидкости. Таким образом, осуществляются прямые измерения фазового содержания компонентов трехфазного потока.

Комплексный скважинный прибор FloScan Imager имеет: шесть оптических датчиков, шесть электрических датчиков, пять мини-вертушечных расходомеров для измерения фазовой скорости. Прибор может использоваться с другими скважинными модулями PS Platform.

Система формирования изображений FloScan при проведении каротажа в горизонтальной скважине оптимизирована для трехфазного потока и позволяет проводить комплексный анализ сложных скважинных режимов течения. А именно: непосредственное измерение «долевого» содержания фазы; непосредственное измерение скорости течения фазы; расчет расхода потока, равного произведению фазового содержания, скорости и площади поперечного сечения потока [4].

Данная система позволяет измерять скорость течения различных фаз и определяет профили их скоростей. При объединении этой информации с данными по фазовому содержанию можно определять многофазные расходы потока в реальном времени, что облегчает процесс принятия решений по оптимизации эксплуатации скважин. В заключение отметим, что ГС потенциально являются весьма эффективным средством разработки месторождений углеводородов, особенно в условиях, когда бурение вертикальных скважин затруднено, но полное использование их возможностей связано с внедрением широкого спектра новых технологий. Если в разработке средств доставки приборов на забой достигнут существенный прогресс, то комплекс ГИС станет в целом адекватен сложным задачам диагностирования эксплуатационных возможностей ГС при условии использования новейших как отечественных, так и зарубежных разработок.


Список использованных источников:


1. Савич А.Д., Шумилов А.В., Элькинд С.Я., Балдин А.В., Семенцов А.А., Пинчук М.М. Патент на полезную модель «Комплекс для доставки геофизических приборов к забоям горизонтальных скважин» № 55424 от 10.08.2006 // М., РОСПАТЕНТ.

2. Савич А.Д. Геофизические и гидродинамические исследования горизонтальных скважин с избыточными устьевыми давлениями и оборудованных глубинными насосами // А.Д. Савич, А.В. Шумилов / Материалы V Российско-Китайского симпозиума по промысловой геофизике, том 1. - Уфа: Изд. «НПФ «Геофизика». 2008. С. 42-55.

3. Байбурин Э.Р. Эффективный способ доставки приборов в действующие горизонтальные скважины Западно-Сибирского региона // Д.Н. Крючатов, А.Д. Савич, А.В. Шумилов / НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 9 (174). С. 9-20.

4. Schlumberger website.ссылка скрыта.

УДК 550.832

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕГРИРОВАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ

БЕСКАБЕЛЬНЫХ СИСТЕМ


Н.В. Беляков (ОАО НПП «ГЕРС», г. Тверь, Россия)


Разработана технология, комплексы наземной и скважинной аппаратуры, программно-методическое обеспечение отдельных видов геофизических исследований и интегрированная система информационного обеспечения строительства нефтяных и газовых скважин.

Технология интегрированных исследований реализована на основе единого аппаратурно-методического комплекса «СИРИУС», включающего станцию ГТИ с геологической кабиной, забойную телеметрическую систему ЗТС48-АК-М, станцию бескабельного каротажа СБК «АМАК» и комплексы пластоиспытательного оборудования на трубах ИГ-65, ИГ-95, ИГ-127, ИГ-146.

Технология интегрированных геофизических исследований обеспечивает:

- контроль и регистрацию технологических параметров бурения;

- контроль фактической траектории забоя скважины для управления её проводкой;

- измерение геофизических параметров разреза скважин с помощью автономных приборов и приборов с телеметрическим каналом связи;

- изучение геологических параметров шлама и керна при бурении;

- изучение промывочной жидкости, газосодержания и компонентного состава пластовых газов;

- контроль за подготовкой скважины и спуском обсадных колонн;

- контроль параметров технологических процессов цементирования и опрессовок;

- накопление всей полученной информации в единой базе данных «Wellog» для обеспечения решения геологических и технологических задач при бурении горизонтальных скважин и боковых стволов;

- импорт и экспорт информации с использованием спутниковых и других каналов связи.

УДК 389.14:550.832

МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ


В.М. Лобанков, В.Д. Святохин, Р.Н. Яхин (ГУП Центр метрологических исследований «Урал-Гео», г. Уфа, Башкортостан, Россия)


Нефтяные компании, заказывая геофизические услуги, требуют от геофизиков соблюдения положений Федерального закона «Об обеспечении единства измерений». Это означает, что к участию в тендерах допускаются только те геофизические компании, которые могут подтвердить выполнение требований обеспечения единства и требуемой точности выполняемых измерений, включая измерения геолого-технологических параметров (ГТП), параметров пластов и скважин, параметров цементирования и др.

Единство измерений достигается документальным подтверждением используемых геофизиками единиц физических величин, прослеживаемых к государственным эталонам России. Для этого создается метрологическая служба предприятия, выполняющая метрологический контроль применяемой геофизической измерительной техники. Кроме того, эта служба следит за внедрением на предприятии стандартизованных и аттестованных методик измерений (МИ).

МИ параметров пластов и скважин, а также МИ ГТП должны быть аттестованы (сертифицированы) компетентной метрологической организацией. Аттестат на МИ (сертификат об аттестации МИ) подтверждает возможность выполнения измерений конкретных параметров в заданном диапазоне с гарантированной точностью при определенных (регламентированных) условиях использования конкретной измерительной аппаратуры. Значит, процедура аттестации МИ фактически равноценна процедуре сертификации геофизических услуг и аппаратуры.

Современные комплексы геофизических обрабатывающих программ «БашГИС», «ГИНТЕЛ», «ГЕОПОИС», «АРМГ», «ЮГРА» построены на основе МИ, никогда не подвергавшихся метрологической аттестации. Их можно представить как «черный ящик», на вход которого подаются первичные каротажные диаграммы, а на выходе формируются «измеренные» значения параметров пластов и скважин. Погрешности работы такого программного продукта не оцениваются и не указываются.

На метрологическую службу предприятия возлагается только контроль нормированных характеристик основной погрешности геофизической аппаратуры и датчиков ГТИ. Обрабатывающие программы находятся в ведении геологической службы, которая не несет ответственности за обеспечение требуемой точности выполняемых измерений. Требуется пересмотр «Положения о метрологической службе геофизического предприятия» в соответствии с новым Законом «Об обеспечении единства измерений».

Причины низкой культуры измерений в геофизике кроются в непонимании того, что измерения параметров горных пород получением каротажных диаграмм не заканчиваются, а продолжаются до получения числового значения параметра пласта или скважины.

Метод НК, например, сильно чувствителен к множеству влияющих факторов: диаметру скважины; минералогическому составу скелета; глинистости, хлоросодержанию в пласте и в скважине; глинистой корке, степени прилегания зонда к стенке скважины, толщине стенки обсадной колонны; водосодержанию в цементе; температуре в пласте и скважине. Градуировку аппаратуры НК выполняют в нормальных условиях: минералогический состав – кальцит (мрамор); заполнитель порового пространства и скважины – питьевая вода; диаметр скважины –216 (или 196) мм. После выполнения прямых скважинных измерений кажущихся значений коэффициента общей пористости пласта (Кп) и снятия отсчетов с кривой НК требуется вводить множество поправок, чтобы получить результат измерений Кп.

Метрологическая служба геофизического предприятия осуществляет контроль за соблюдением установленных метрологических правил и норм путем выполнения калибровки и поверки геофизической аппаратуры с использованием калибровочного оборудования. При этом необходимо документально подтвердить прослеживаемость применяемых единиц величин к государственным эталонам России. Это означает необходимость указания в «Сертификате о калибровке» аппаратуры сведений об эталоне, применённом при передаче единицы используемому калибровочному оборудованию, а также об организации-хранителе этого эталона. Эта организация, в свою очередь, должна быть аккредитована на хранение этого эталона и на передачу от него единицы физических величин калибровочному оборудованию для геофизической аппаратуры.

В Российской системе калибровки аккредитован Центр метрологических исследований «Урал-Гео», уполномоченный на хранение и передачу единиц физических величин калибровочному оборудованию геофизических предприятий. Этот Центр, в свою очередь, использует эталоны, единицы которых прослеживаются к государственным эталонам. Поскольку один Центр «Урал-Гео» использует одни и те же эталоны для передачи единиц практически всем геофизическим предприятиям России, то тем самым обеспечивается единство геофизических измерений, выполняемых на большинстве нефтегазовых месторождений, и гарантия показателей точности геофизической аппаратуры. К сожалению ОАО «Тюменьпромгеофизика» пытается создавать свою собственную систему метрологического обеспечения ГИС без участия ЦМИ «Урал-Гео», что никак не способствует единству геофизических измерений в России.

Единообразию метрологического контроля геофизической аппаратуры на разных предприятиях способствует автоматизация калибровочных работ с использованием компьютерной техники, а также создание стандартных обрабатывающих программ с едиными формами протоколов и сертификатов о калибровке или свидетельств о поверке.

До сих пор шла речь о контроле характеристик основной погрешности скважинной аппаратуры. Однако не менее важно контролировать дополнительные погрешности аппаратуры. Например, температурную погрешность скважинных манометров предприятия вынуждены контролировать по той причине, что в документации на них предусмотрена коррекция температурной погрешности непосредственно в процессе измерений. Для остальных видов скважинной аппаратуры температурная погрешность остаётся бесконтрольной даже в том случае, когда она регламентирована (нормирована) граничной функцией влияния или наибольшими допускаемыми изменениями в заданном температурном диапазоне. До сих пор не найдены подходы к контролю температурной погрешности аппаратуры акустического каротажа и скважинных расходомеров. В направлении определения, нормирования и контроля температурной и других дополнительных погрешностей геофизической аппаратуры предстоит большая работа.

В среде разработчиков ядерно-геофизической аппаратуры наметилась тенденция приписывать для неё номинальную (стандартную, типовую) градуировочную характеристику вместо индивидуальной. Кроме того, если коэффициенты типовой градуировочной характеристики «зашиты» в скважинный прибор, то исключение (коррекция) систематической погрешности аппаратуры путем индивидуальной градуировки не представляется возможным. Этот путь для аппаратуры НК, например, фактически дискредитирует метод оценки Кп неоправданно завышенными значениями нормируемой основной абсолютной погрешности от 0,9% до 2%. И это только на этапе контроля основной погрешности. А далее всегда добавятся дополнительные абсолютные погрешности от 2% до 5% и метод становится совсем непригодным для решения задач измерений коэффициента пористости пластов, пересеченных скважиной, с абсолютной погрешностью менее 2%. Например, если указан интервал для истинного значения Кп в трещинном коллекторе (4±2)%, то это очень грубый результат измерений. В песчано-глинистом разрезе результат (20±2)% может оказаться хорошим, но (20±5)% уже становится неудовлетворительным.

Таким образом, для получения более-менее удовлетворительных результатов измерений параметров пластов и скважин требуется комплексный метрологический контроль на всех этапах реализации МИ по каждому измеряемому параметру. Такой подход включает контроль характеристик основной погрешности (градуировка, калибровка) и характеристик дополнительной погрешности (номинальные и индивидуальные функции влияния, граничные функции влияния, наибольшие допускаемые изменения погрешности в интервале влияющей величины), а также методику оценки границ погрешности для представления результата измерений.

УДК 550.832.7.07/.08

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТ ПО ТЕХНОЛОГИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО КАРОТАЖА ЧЕРЕЗ КОЛОННУ ЭКОС-31-7


С. В. Хвостанцев (ООО НПП ГТ «Геофизика», г. Пятигорск, Россия)


Присутствие на рынке геофизических услуг технологии электрического каротажа обсаженных скважин уже никого не удивляет. Сейчас несколько производителей подобной аппаратуры предлагают свои услуги, и в таких условиях необходимо заботиться о конкурентных преимуществах своей аппаратуры: стоимости, надежности, скорости измерения, термостойкости. При том что любая аппаратура электрического каротажа обсаженных скважин нацелена на решение одной задачи – определение ρп и расчет Кнг, заказчика интересует лишь одна характеристика – стоимость. Тогда как производителю услуг или пользователю важнее все же надежность приборов, их простота и ремонтопригодность, а также скорость и условия каротажа. И если стоимость - это проблема менеджмента, то все остальное – достаточно серьезная задача для «технарей». Кстати, стоимость – один из наиболее серьезных недостатков данного метода в настоящее время.

В докладе рассматривается возможность повышения скорости каротажа аппаратурой ЭКОС-31-7 (ООО НПП ГТ «Геофизика», г. Пятигорск). Напомню, что ООО «Геофизика» первое в России создало аппаратуру, реализующую способ электрического каротажа обсаженных скважин с зондом Кашика – Рыхлинского. В настоящее время и способ, и устройство защищены патентами на изобретения.

Первые замеры ρп опытным образцом аппаратуры ЭКОС были получены в 2003 г. в КПС «Тюменьпромгеофизика». Тогда перед создателями прибора стояла только одна задача – измерение ρп в принципе. Несмотря на то, что в то время компания Шлюмберже уже имела подобный прибор CHFR, многие сомневались в успехе российской разработки. Сейчас это уже история, и мало у кого из геофизиков остались сомнения относительно возможности измерения удельного электрического сопротивления через стальную обсадную колонну. По стопам пятигорчан сейчас идут и другие российские разработчики, создавая собственную аппаратуру.

Нами была доработана конструкция скважинного прибора, существенно повышена его надежность. Совершенствуется и методика проведения работ, что напрямую связано со скоростью измерения. Так, в марте 2004 г. при работе на Мамонтовском месторождении в Западной Сибири в среднем «на точку» уходило 12 минут. В апреле 2005 г. точечный замер ρп в КПС в Краснодарском крае длился уже около 6 минут. При производственных испытаниях ЭКОС в Канаде в июне 2005 г. на месторождении Ледюк на измерение в одной точке уже затрачивалось в среднем 4 минуты. Методика измерений продолжала совершенствоваться, и в декабре 2006 г. в Китае для определения ρп на точке требовалось уже не более 2,5 минут. На сегодняшний день это минимальное время, которое складывается из установки прибора на заданной глубине, прижатия измерительных электродов к стенкам колонны, собственно измерения и оценки его качества оператором. Конечно, во многом скорость измерения зависит от состояния колонны, которое влияет на качество контакта и, следовательно, замера, а также от геологических условий (маломощные объекты, высокоомные разрезы).

Вероятнее всего, возможности сокращения времени измерения, посредством совершенствования методики, исчерпаны. Требуются другие решения. Одним из таких решений является изменение программного обеспечения с целью автоматизации работы оператора.

В настоящее время согласно формуле:




для определения ρп в каждой точке, ток в скважинный прибор подается дважды: вначале на верхний (А1), а затем на нижний (А2) токовые электроды. Вместе с расчетом ρп это занимает ≈ 2,5 – 3 минуты. Достаточность данных для расчета определяет оператор, руководствуясь условиями каротажа (геология, состояние колонны). В несложных для каротажа условиях, которые могут быть оценены по предварительной информации о скважине и разрезе, определение достаточности данных при замере может выполнять программное обеспечение и автоматически отдавать команды на коммутацию тока. Реализация такой идеи для определенных условий позволит сократить время непосредственного замера вдвое, а общего времени измерения – на 1 минуту. Учитывая, что работа в скважине по технологии ЭКОС-31 предполагает измерения 100 точек + 20 точек повтора, экономия может составить до 2-х часов!

Первые эксперименты уже проведены в ООО НПП ГТ «Геофизика». Для этого использовалась установка поверочная ЭКОС-31-7, имитирующая идеальные условия каротажа.

Установка выполнена из отрезка обсадной колонны (трубы) диаметром 5 или 6 дюймов и линейки эквивалентных резисторов Rвм и Rпл, имитирующих сопротивление вмещающих пород ρвм и пласта ρп. Рекомендуемые значения линейки резисторов Rпл: 1, 3, 6, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 70, 100, 150, 200, 300 Ом. Истинные сопротивления резисторов измеряются образцовым омметром. Резисторы Rвм подбираются по величине в пределах от 20 до 40 мОм с учетом сопротивлений механических контактов (не более 0,1 Ом) таким образом, чтобы при подаче на трубу тока величиной 8 А потенциал трубы составлял около 200 мВ. Разница значений величин резисторов Rвм не должна превышать 15 %.

Скважинный прибор для работы в установке собирается без груза и помещается в трубу таким образом, чтобы центральный электрод N измерительной трехточки зонда находился в поперечной плоскости с точкой контакта трубы и места пайки резистора Rпл (рис. 1).

Прибор аппаратуры ЭКОС-31-7 включается согласно схеме (рис. 2). Обратный токовый электрод В подключается к точке общего заземления. Удаленный электрод измерителя потенциала Nуд подключается к точке общего заземления через сопротивление, эквивалентное сопротивлению жилы кабеля. Токовые электроды скважинного прибора А1 и А2 подключаются к трубе с помощью дополнительных проводов.

Для измерения электрического сопротивления необходимо обеспечить надежный (<0,1 Ом) электрический контакт измерительных электродов с трубой обсадной поверочной установки. Измерения с линейкой резисторов прибором производятся без повторного прижатия измерительных электродов зонда для определения коэффициента зонда и оценки погрешности телеметрии, а также с повторным прижатием измерительных электродов до совпадения в пределах 10 % двух измерений, но не более 15 измерений на одном номинале резистора Rпл.

Измерения выполняются путем регистрации соответствующих сигналов (U, I, ΔU(NM1), ΔU(NM2), Δ2U1, Δ2U2) поочередно от двух токов, подаваемых на колонну по разные стороны от измерительных электродов M1-N-M2, накопления сигналов, расчете их средних значений и вычисления ρп.




1. * Размеры для справок

2. Остальные допуски ±1 мм.

N


N


Рис. 1. Схема поверочной установки. Труба обсадная (Ø 168,3 x 6,5 мм – (6')


компьютер


наземный блок

источник

тока


коммутатор

эквивалент

кабеля

Верхний ЭБ

Nуд

1

2

3

4

В

А1

А2

Rвм

Rпл

Rвм


М2 N M1 Nпот





1 – первая ЖК, 2 – вторая и третья ЖК и ОК, 3 – с четвертой по седьмую ЖК, 4 – все семь ЖК и ОК



Рис. 2. Блок-схема включения аппаратуры ЭКОС-31-7 с поверочной установкой


Затем менялось ПО оператора, и поверка выполнялась вновь. В этом случае участие оператора ограничивалось лишь переключением линейки резисторов.


Результаты поверки приведены в табл. 1 и 2.

Таблица 1 Данные, полученные с использованием нового ПО с ограниченным участием оператора




Таблица 2 Данные, полученные при «традиционной» поверке



Целью эксперимента являлась проверка возможности сокращения времени измерения при сохранении точности. Результаты эксперимента (табл. 1,2) свидетельствуют о преимуществах нового программного обеспечения при работе оператора со скважинным прибором. При этом точность измерения не хуже и укладывается в границы заявленной точности метода ∆ ρп = t (5±0,1ρп)%, а время измерения значительно сокращено. Однако оценка эффективности работы нового ПО в реальных условиях и окончательные выводы будут сделаны после скважинных испытаний.


Список использованных источников:

  1. Кашик А. С. и др. Патент РФ № 2176802. Способ электрического каротажа обсаженных скважин.
  2. Кривоносов Р. И., Кашик А. С. Патент № 2306582 «Способ и устройство электрического каротажа обсаженной скважины».
  3. Установка поверочная ЭКОС-31-7. Инструкция по поверке ГТ 4 127 И // ООО НПП ГТ «Геофизика», г. Пятигорск.


УДК 550.832.54

К ВОПРОСУ ПРИМЕНЕНИЯ ИМПУЛЬСНЫХ НЕЙТРОННЫХ МЕТОДОВ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ (НА ПРИМЕРЕ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)


Т.Б. Журавлев, К.В. Чернолецкий

(ОАО НПЦ «Тверьгеофизика», г. Тверь, Россия),

В.Ю. Солохин, А.Ф. Шаймарданов

(ООО «Геотехнокин-Сервис», г. Нижневартовск, Россия)


Основные проблемы при разработке месторождений тяжелых нефтей связаны с физико-химическими свойствами углеводородного сырья, его высокой плотностью и вязкостью. Отсюда – низкий коэффициент извлечения нефтей при высокой стоимости разработки залежей, а также большая вероятность возникновения серьезных осложнений при применении специфических способов извлечения нефтей (непрерывная и циклическая закачка горячей воды и пара в продуктивные горизонты, нагнетание углеводородов, растворителей и т.п.).

Информационная основа мониторинга разработки нефтегазовых месторождений в настоящее время, в основном, обеспечивается разновременными и площадными исследованиями эксплуатационных скважин импульсными нейтронными методами. Технологии импульсного нейтронного каротажа (ИНК) в интегральной модификации, разработанные еще в 1970-1980гг., до сих пор применяются для оперативной оценки текущего состояния залежей углеводородов. Однако, оценка текущей насыщенности коллекторов высоковязких нефтей при нетрадиционных способах воздействия на пласт становится объективно сложной задачей.

В работе проанализированы результаты исследований пермо-карбоновых отложений Усинского месторождения интегральными модификациями импульсного нейтронного каротажа. Точность интегральных методов определяется содержанием во флюиде ядер основного поглотителя тепловых нейтронов – хлора. Так, например, наиболее благоприятными для интегрального ИНК являются высокопористые неперфорированные пласты без проникновения в них фильтрата промывочной жидкости, при минерализации пластовых вод не менее 30-50г/л NaCl (в перфорированных пластах для обеспечения эффективности метода ИНК минерализация пластовых вод должна быть больше 100г/л). При термическом воздействии на пласт с использованием закачек горячей воды и пара, минерализация воды в зоне исследования ИНК, из-за неопределенности процессов вытеснения углеводородов, как правило, неизвестна. То есть, часть опресненного флюида по данным ЯФМ может быть отнесена к продукту. Ситуация осложняется также за счет сложных физико-химических процессов, возникающих при тепловом воздействии и возможном присутствии в зоне исследования методом других элементов (кроме хлора), обладающих аномальными нейтронными свойствами.

Поэтому наиболее эффективными являются комплексные спектрометрические исследования, включающие методы ИНГКС, СГК и ИНК. Полученные с помощью этих методов данные (большое количество геолого-геофизических параметров, в том числе относительные содержания элементов C, O, H, Cl, Si, Ca, S, Mg, Fe, K, Th, U и др.) являются важной количественной основой для определения вещественного состава коллекторов. Работоспособность комплекса проиллюстрирована на фактическом материале. Для этого созданы интерпретационные модели импульсных методов, учитывающие геолого-технические условия вскрытия залежей. Показано, что осложнения и ошибки при применении только одного ИНК возникают из-за того, что изменения характеристик флюида (если разделить флюид, хотя бы на две компоненты – нефть и вода) при принятых на месторождении способах извлечения нефти находятся в области неопределенности для ИНК. Состав флюида уточняется по данным ИНГКС (рис. 1). На рис. 1 приведен пример геофизического разреза скважины, находящейся на участке, в течение длительного времени разрабатываемого закачкой пара. При анализе результатов следует учитывать невысокую глубинность ЯФМ. Все наблюдаемые эффекты происходят в ближней зоне и из-за термического воздействия могут быть более интенсивными. Видно, что на отдельных участках коллекторов значения нефтенасыщенности, по данным ИНК (Кн-ИНК), С/О-каротажа (Кн-ЯФМ) и электрометрии (Кнг-УЭС), заметно различаются. Причем ИНК интегрирует нефть и пресную воду (различие представлено на рисунке белым цветом).





Рис. 1. Фрагмент участка разреза


Таким образом, для мониторинга месторождений тяжелых нефтей более оптимальным является комплекс ядерно-физических методов, включающий, кроме интегральных (ИНК), спектрометрические модификации (ИНГКС и СГК).

УДК 622.245.1:550.832.44.08+550.832.75

КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ МАЛОГАБАРИТНОГО АКУСТИЧЕСКОГО ИМИДЖЕРА АВК-42М В КОМПЛЕКСЕ С ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫМИ МЕТОДАМИ


В.Д. Ташбулатов, В.Н. Еникеев, М.Я. Гайфуллин, А.В. Миллер

(ОАО НПП «ВНИИГИС», г. Октябрьский, Башкортостан, Россия)


Контроль технического состояния обсадных колонн добывающих и нагнетательных скважин является важной технологической задачей. При этом проводятся геофизические исследования, которые используют различные физические основы контроля поверхности и целостности обсадных колонн.

Одним из эффективных способов контроля внутренней поверхности обсадных колонн является акустический метод на отраженных волнах. Акустический имиджер малого диаметра АВК-42М позволяет получать видеоизображение внутренней поверхности стенки скважины. Используется принцип регистрации изменения отражающей способности внутренней поверхности при сканировании колонны ультразвуковыми импульсами.

АВК-42М позволяет получать в акустическом диапазоне развернутое изображение поверхности стенки скважины, заполненной негазированной промывочной жидкостью или нефтью, без всевозможных механических примесей и утяжеляющих добавок. Полученные видеограммы используются для обнаружения каверн, трещин, интервалов коррозионного повреждения обсадной колонны, определения мест муфтовых соединений труб, количества и местоположения перфорационных отверстий, а также для идентификации вида перфорации.

Малый диаметр аппаратуры АВК-42М позволяет исследовать скважины диаметром от 3,5” до 8”, а ее малый вес и жесткие центраторы обеспечивают хорошую центровку и прохождение в наклонно-направленных скважинах, в том числе и в горизонтальных скважинах.

Аппаратура АВК-42М широко применялась в различных регионах нашей страны. В Пермской области, в основном, это хвостовики диаметром 90 мм с углом наклона 36-550. На рис. 1 представлен пример выделения интервала щелевой гидропескоструйной перфорации и построение того же интервала в 3D.




Рис. 1. Пример выделения интервала щелевой пескоструйной перфорации


На рис. 2 представлен пример выделения интервала сверлящей перфорации. Перфорация произведена перфоратором ПС-112.

Интервал перфорации 1315,6-1313,6 м. Перфорация произведена на протяжении 2 метров. На видеограмме отчетливо наблюдаются 25 отверстий.





Рис. 2. Пример выделения зоны перфорации, произведенной

сверлящим перфоратором ПС-112


В интервале муфтового соединения 1314,83 м наблюдается несколько отверстий, сделанных на одной глубине и расположенных близко друг от друга.

Проводились исследования перфорации, произведенной гидромеханической фрезой в вертикальном направлении. При этом метод АВК комплексировался с электромагнитной дефектоскопией (прибор МИД-К).

На рис. 3 видно, что перфорация произведена в интервале 4516,4-4519,7 м.




Рис. 3. Пример выделения вертикального

интервала щелевой перфорации


На кривых толщинограммы электромагнитного дефектоскопа МИД-К отмечается интервал 4518,4-4518,8 м сквозного проникновения фрезы. В верху интервала происходит выход фрезы из металла.

При исследованиях «старого» фонда скважин хорошо зарекомендовал себя комплекс двух методов, взаимодополняющих друг друга - сканирующего акустического и электромагнитной дефектоскопии, которые позволяют различать дефекты, участки площадной коррозии, оценивать размер дефектов и их расположение на внутренней или наружной поверхности колонны.

УДК 550.8.072

ПРОБЛЕМЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФЕС СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ОГРАНИЧЕННОГО КОМПЛЕКСА ГИС НА ПРИМЕРЕ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНО-ЧИГОРИНСКОГО, БИТЕМСКОГО И ТУНДРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ


И.В. Кобенко, Е.М. Лужная, С.А. Ермакова

(«СургутНИПИнефть», г. Сургут, Россия)


В работе рассмотрены вопросы петрофизического моделирования сложнопостроенных коллекторов в условиях ограниченного комплекса ГИС на примере продуктивного горизонта АС12 Западно-Чигоринского месторождения и юрских отложений Биттемского и Тундринского месторождений. Особое внимание уделено повышению достоверности модели определения пористости по данным ГИС для дальнейшего подсчета запасов нефти и построения цифровых геологических моделей. Рассмотрены методики учета глинистости, оказывающей существенное влияние на показания методов ГИС при оценке фильтрацинно-емкостных свойств коллекторов.

Высокая степень неоднородности пласта АС12 Западно-Чигоринского месторождения обусловлена латеральной изменчивостью свойств клиноформенных неокомских отложений (макронеоднородностью), а также микронеоднородностью, приводящей к изменению состава и структуры пород по разрезу. Петрофизическая модель коллекторов пласта АС12, кроме малой мощности, осложнена еще и различием в распределении глинистого материала - рассеянной и слоистой глинистостью. Исходя из выше изложенного, при оценке ФЕС использована модель песчано-глинистого коллектора, при этом основное внимание уделено влиянию рассеянной глинистости на показания методов ГИС в виду недостаточного объема материала для учета слоистой глинистости.

На основе комплексного анализа керновых данных и результатов расширенного комплекса ГИС в разведочных скважинах обоснована петрофизическая модель определения коэффициента пористости с возможностью дальнейшего применения в условиях ограниченного комплекса ГИС, проводимого в эксплуатационных скважинах.

УДК 550.832.75:389.14

ЭТАЛОНИРОВАНИЕ АППАРАТУРЫ ИНДУКЦИОННОГО КАРОТАЖА МЕТОДА ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ


А.В. Судничников, В.Г. Судничников, А.П. Потапов, С.В. Степанов (ОАО НПП «ВНИИГИС», г. Октябрьский, Башкортостан, Россия)


В ОАО НПП ВНИИГИС разрабатывается аппаратура индукционного каротажа метода переходных процессов (ИКМПП), в которой использован импульсный способ возбуждения электромагнитного поля, широко известный в электроразведке как метод становления поля в ближней зоне. Аппаратура измеряет амплитуду вторичной ЭДС в диапазоне от 1 до 20 микросекунд после прохождения возбуждающего токового импульса через излучающую катушку. Полученное семейство кривых позволяет проследить радиальную неоднородность по электропроводности коллектора с выходом на незатронутую проникновением его часть. Чем больше времени прошло после прохождения токового импульса, тем выше глубинность исследования. В процессе каротажа регистрируется семейство разноглубинных кривых, по которым и прослеживается радиальная неоднородность коллекторов.

Эталонирование аппаратуры ИКМПП возможно с помощью градуировочных колец по аналогии с индукционным каротажем, использующим гармоническое возбуждение электромагнитного поля [1]. Эталонирование необходимо для перехода от величины сигнала в измерительном канале к удельной электрической проводимости среды.




Рис 1. Схема эталонирования для дипольного зонда длиной L

Рассмотрим эталонирование аппаратуры ИКМПП с использованием градуировочного кольца с набором резисторов, подключаемых последовательно к кольцу. Таким образом, мы имитируем однородную среду с известной удельной электропроводностью. Такая градуировочная установка (рис.1) имеет небольшие габариты и может использоваться в полевых условиях до скважинных измерений или после них. Зонд аппаратуры содержит соосные измерительную и генераторную катушки с центрами, разнесёнными на расстояние L, называемое длиной зонда (рис.1.) Возбуждение поля в аппаратуре ИКМПП осуществляется ступенчатой функцией тока:

. (1)

Для численного анализа неустановившегося процесса в измерительной катушке воспользуемся преобразованием Фурье [2]:

. (2)


Подынтегральная функция описывается формулой (3) [1]:


, (3)


где Е(w) – электродвижущая сила (ЭДС) в измерительной катушке, в вольтах, для фиксированной частоты;

круговая частота;

магнитная проницаемость среды;

количество витков в генераторной катушке;

количество витков в измерительной катушке;

площадь витка генераторной катушки;

площадь витка измерительной катушки;

радиус кольца;

расстояние от излучающей катушки до кольца;

расстояние от измерительной катушки до кольца;

полное сопротивление кольца.


Рассмотрим полное сопротивление кольца [1]:

. (4)

Внешнее индуктивное сопротивление кольца из круглого провода определяется [1]:

, (5)

где радиус провода.

Внутреннее индуктивное сопротивление [1]:

, (6)

где фунции Бесселя первого рода нулевого и первого порядков.

, (7)

где активное сопротивление кольца на постоянном токе [1],

сопротивление резистора соединенного последовательно с кольцом.

, (8)

где удельное электрическое сопротивление меди.

Воспользовавшись формулой (2) вычисляем ЭДС E(t) в вольтах для времени t(мкс), после выключения токового импульса в генераторной катушке, вызванную присутствием проводящего кольца из металлического провода с последовательно соединенным резистором. Зная амплитуду ЭДС в измерительной катушке от эталонировочного кольца решаем обратную задачу по подбору значения удельной электропроводности однородной среды с таким же значением ЭДС для фиксированного времени по формуле(9) [3]:


, (9)

где ЭДС в измерительной катушке в однородной среде в вольтах,

расстояние между излучающей и приемной катушками,

удельная электропроводность среды,

время от момента выключения тока в излучающей катушке.

, (10)

где - ток в излучающей катушке в момент прохождения прямоугольного токового импульса.

Используя описанную методику получаем для эталонировочного кольца определенного радиуса, материала, сечения, номинала резистора, ЭДС определенной амплитуды в вольтах и соответствующее ей значение удельной электропроводности однородной среды для фиксированных значений времени, после прохождения токового импульса через излучающую катушку двухкатушечного дипольного зонда длиной (L).

Список использованных источников:



1. Плюснин М.И. Индукционный каротаж. – М.: “Недра”, 1968.

2. Кауфман А.А. Нестационарное поле вертикального магнитного диполя на оси скважины // Соколов В.П. / Электромагнитное поле на оси скважины. – Новосибирск: ИГиГ СО АН СССР.

3. Плюснин М.И. Известия высших учебных заведений. Геология и разведка №5 // Вильге Б.И. / Обоснование индукционного каротажа методом переходных процессов, 158 с., 1969.

УДК 550.832.1./9:622.24

СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ «ГЕОСЕНСОР»

И ЕЕ ИНТЕГРАЦИЯ В ЕДИНЫЙ КОМПЛЕКС С ЗТС ЗИС-4МЭ


В.М. Григорьев, М.Г. Аблеев, А.А. Никифоров

(ООО НПФ "Горизонт", г. Октябрьский, Башкортостан, Россия),

О.В. Филимонов, И.В. Меньщиков, А.С. Галеев, В.А. Камоцкий

(ОАО НПП «ВНИИГИС», г. Октябрьский, Башкортостан, Россия)


Качество проводки скважин по запланированной траектории во многом определяется качеством информационного сопровождения, включающего в себя телеметрическое, геологическое и технологическое сопровождение. На сегодняшний день процессом сбора и обработки этой информации занимаются три, в лучшем случае две службы. Однако различная соподчиненность делает их несколько разрозненными и недостаточно оперативными в принятии решений непосредственно в процессе проводки скважин, когда указанные службы, напротив, должны быть методически и технически объединены.

Поэтому назрела необходимость объединения, интеграции сферы предоставляемых услуг по проводке скважин в области инженерно-технологического, телеметрического и геолого-технологического информационного сопровождения в процессе бурения. Результатом такой интеграции является создание рабочего места технолога наклонно-направленного бурения (ННБ), позволяющее последнему иметь исчерпывающий объем информации для оперативного управления процессом бурения.

В настоящее время совместными усилиями ООО НПФ «Горизонт» и ОАО НПП «ВНИИГИС» разработана СКПБ «ГЕОСЕНСОР», предназначенная для непрерывного контроля и регистрации технологических параметров процесса бурения с целью оперативного управления бурением и оптимальной, безаварийной проводки скважин. Система «ГЕОСЕНСОР» адаптирована для работы в комплексе с забойной телеметрической системой ЗИС-4МЭ. Блок-схема системы представлена на рис. 1.

Она состоит из комплекта датчиков контроля технологических параметров, основного информационного табло, устанавливаемого на буровой площадке непосредственно возле бурильщика, дополнительного информационного табло, размещемого в насосной станции (или другом участке буровой) и комплекса для сбора, обработки и анализа информации, расположенного в станции.




Рис. 1. Блок-схема системы «ГЕОСЕНСОР»

Объединение в единое информационное поле данных телеметрической системы и СКПБ «ГЕОСЕНСОР», с одной стороны, дает возможность точной привязки по глубине инклинометрических данных в процессе бурения, с другой – позволяет технологу ННБ оперативно принимать решения в соответствии с текущими показаниями обеих систем, технологически связанных между собой.

Отображение инклинометрических параметров на информационном табло позволяет бурильщику самому контролировать положение отклонителя в процессе бурения. До сих пор это делалось путем команд технолога по переговорному устройству.

Система СКПБ «ГЕОСЕНСОР» также может использоваться в качестве ядра для создания станции геолого-технологических исследований (ГТИ) в следующем составе:
  1. СКПБ «ГЕОСЕНСОР»;
  2. Модуль газового каротажа, обеспечивающий регистрацию, контроль и исследование газосодержания промывочной жидкости;
  3. Геологический модуль, который обеспечивает исследование и регистрацию данных по шламу, керну;
  4. Вагон-станция на шасси прицепа.

Таким образом, созданная система СКПБ «ГЕОСЕНСОР» позволяет организовать интегрированный комплекс ЗТС – ГТИ, включающий в свой состав рабочее место оператора геолого-технологических исследований (ГТИ), рабочее место технолога наклонно-направленного бурения (ННБ), и организованный по принципу контроля в режиме реального времени информационных данных телеметрической системы и технологических параметров, что, в свою очередь, позволяет оперативно реагировать на ситуации, возникающие в процессе бурения и управлять режимами бурения.

Система сертифицирована. Первый образец системы «ГЕОСЕНСОР» в настоящее время успешно работает на одном из месторождений в Западной Сибири. Получены положительные отзывы.




Copyright © 2023. All rights Reserved.