Стендовые 1 - ОАО НПФ Геофизика

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
114
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.
115
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.
116
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
117
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
118
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.
119
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
120
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.
121
УДК 622.24.063:550.822.3
ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ДОБАВОК БУРОВОГО РАСТВОРА НА
СМАЧИВАЕМОСТЬ ПОВЕРХНОСТИ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА
ГОРНЫХ ПОРОД (ПО КЕРНУ)
Л.М. Шишлова
(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия),
И.А. Четвертнева, Н.В. Прокшина, А.И. Нугаев
(ООО «АНЕГА» - Бурение», г. Уфа, Башкортостан, Россия)
На современном уровне развития бурения важное значение
имеет совершенствование технологии промывки скважин за счет
применения
эффективных
систем
буровых
растворов,
обеспечивающих устойчивое безаварийное бурение и сохранение
естественной продуктивности пластов.
Последнее достигается применением в составе бурового раствора
химических реагентов – гидрофобизаторов.
Известно [1,2,3], что горные породы по смачиваемости
поверхности порового пространства бывают гидрофобными и
гидрофильными. Горная порода является гидрофильной или
смачиваемой водой, когда пленка воды равномерно покрывает
поверхность порового пространства породы - все активные центры
поверхности заняты молекулами воды или гидротированными
катионами, т.е. двойным электрическим слоем (ДЭС), в противном
случае порода гидрофобная.
Назначение работы – выбрать из представленной коллекции
добавок (химических реагентов) те, которые способствуют
гидрофобизации поверхности порового пространства горных пород.
Метод оценки смачиваемости.
Оценку смачиваемости, а вернее степень гидрофобизации
поверхности порового пространства проводили через параметр:
диффузионно-адсорбционная активность Ада [4].
Диффузионно-адсорбционной
активностью
Ада
породы
называется ее способность поляризоваться на контакте с
электролитом или другой влажной породой и создавать в этих
условиях ДЭС.
122
По В.Н. Дахнову и В.Н. Кобрановой [1,2] Ада рассчитывается по
формуле:
Ада = (Uда - Uдиф)/ lg С1/С2 ,
(1)
где Uда. - диффузионно – адсорбционный потенциал, возникающий
при диффузии ионов (например, соли NаCl) через поры образца
породы из раствора большей минерализации С1 (например, аналога
пластовой воды) в раствор меньшей минерализации С2 (например,
аналог бурового раствора).
Значение этого потенциала будет определяться диффузионным
потенциалом Uдиф, определяемым свободным движением ионов
солей через поры породы и потенциалом UДЭС, определяемым
влиянием ДЭС (породы) на процесс диффузии тех же ионов, т.е. Uда =
Uдиф + UДЭС.
В идеале: если нет ДЭС (поверхность порового пространства
гидрофобная), то Uда = Uдиф и согласно (1) Ада = 0 ± ∆Ада,
где ∆Ада – абсолютная погрешность определения Ада.
Постановка эксперимента.
1. Собиралась электрохимическая цепь для измерения
диффузионно – адсорбционной активности согласно [5] и
проводилось определение Ада1, когда в качестве рабочих растворов
использовались растворы соли NаCl минерализаций С1 и С2 (С1 >C2).
2. В емкость электрохимической цепи п.1., содержащую аналог
бурового раствора (C2), добавляли ту или иную добавку и по
истечении определенного времени проводилось также определение
Ада.2.
3. Проводилось сравнение значений Ада1 и Ада.2.
4. Оценка влияния тех или иных добавок на изменение
смачиваемости поверхности порового пространства проводилась по
расхождению в значениях Ада1 и Ада.2 .
5. На образцах керна проводилось еще и измерение удельного
электрического сопротивления керна R1 до начала эксперимента и по
его завершению R2.
Результаты анализа.
В данной работе в качестве добавок бурового раствора
использовались реагенты КР-0, КР-1, КР-2, КР-3, КР-4, GRL 515, ПДК515.
123
Анализ результатов исследований показал:
- на электрические характеристики (Ада, R) неглинистого и
слабоглинистого (наиболее гидрофобного керна) добавки не
оказывают практически никакого влияния;
- на керне наиболее глинистом (гидрофильном) расхождения в
значениях как Ада так и R в той или иной мере наблюдаются
практически на всех добавках;
- из числа рассмотренных химических реагентов-добавок КР-0,
КР-1, КР-2, КР-3, КР-4 и GRL 515, гидрофобизации глинистого керна
способствуют химические реагенты ПКД-515 и КР-4 (наблюдается Ада1
> Ада.2);
- применение химических реагентов – гидрофобизаторов ПКД515 и КР-4 в составе бурового раствора должно сохранить
естественную продуктивность пласта.
Список использованных источников
1. Кобранова В.Н. Петрофизика. – М.: Недра», 1986.
2. Добрынин В.М. Петрофизика / В.М. Добрынин, В.Ю.
Вендельштейн, Д.А. Кожевников. - М.: «Недра», 1991.
3. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых
(петрофизика). Справочник геофизика. М., «Недра», 1976.
4. Патент № 2237162. Оценка степени гидрофобности порового
пространства горных пород с использованием диффузионноадсорбционной активности./Л. М. Шишлова, С. Н. Сидорович
(Россия), // Бюл.-2004.-№27
5. Виноградов В.Г. Практикум по петрофизике/А.В. Дахнов, С.Л.
Пацевич. – М.: «Недра», 1989.
124
УДК 550.832.53.07/.08
УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ АППАРАТНО-ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА
ИМПУЛЬСНО-НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА
Н.А. Николаев
(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия)
В настоящее время можно считать устоявшимся подход к
проектированию
аппаратной
части
аппаратно-программного
комплекса импульсно-нейтронного каротажа, предназначенный для
решения следующих геолого-технических задач:
 оценки характера насыщения коллекторов;
 литологического расчленения разреза скважины;
 определение интервалов поглощения и поступления воды;
 оценки коллекторских свойств горных пород;
 привязки к разрезу скважины.
Разрабатываемый
в
настоящее
время
во
«ВНИИнефтепромгеофизика»
генератор
нейтронов
ИГН-43
базируется на опыте разработки предыдущих поколений данной
аппаратуры, но имеет следующие отличительные особенности:
 Защитный кожух скважинного прибора цельный, выполнен из
сплава циркония с ниобием (Э125), диаметр 43 мм, габаритная длина
3500 мм;
 Конструкция генератора выполнена на едином шасси,
позволяет легко производить монтаж излучателя нейтронов
(используется
генератор
ИНГ-10-50
производства
«ВНИИ
Автоматика»);
 Рабочая температура скважинного прибора до +125 градусов
Цельсия, давление 40 МПа с возможностью дальнейшего увеличения
данных параметров;
 Питание прибора производится от одного источника
постоянного тока, напряжением 150 В. Напряжения питания
генератора быстрых нейтронов ИНГ-10-50 стабилизировано внутри
прибора на уровне 150 В, имеется корректор мощности питания при
работе на геофизическом каротажном кабеле;
125
 Интерфейс скважинного прибора - дифференциальный
Манчестер-2 (передача
осуществляется
по
двум
жилам
геофизического кабеля, с возможностью перехода на одну жилу) с
максимальной длиной передачи 5000 метров;
 Используется три термостабилизированных датчика гаммаквантов (0.3, 0.6 и 1.8 метра от мишени генератора). Используемые
кристаллы 25х40 мм, NaI(Tl) – 1 зонд, 25х80 мм NaI(Tl) – 2 и 3 зонды.
Все датчики имеют защитный экран из кадмия и помещены в
электростатический и электромагнитный экран;
 Наличие датчика температуры внутри скважинного прибора и
напряжения питания на головке прибора. Внутри аппарата имеются
часы реального времени, позволяющие фиксировать время
наработки аппаратуры как с работой излучателя, так и в режиме ГК.
 Повысилась точность фиксации спада нестационарного поля
гамма-квантов: используется 79 временных окон, из них – 56 окон
длительностью 40 мкс, 23 окна длительностью 120 мкс, а также 9
окон длительностью 5000 мкс для фиксации фона ГК, КНАМ по всем
трем каналам одновременно. Измеряемая база режима ИНГК
увеличена до 5000 мкс.
 С целью сохранения данных внутри прибора имеется
энергонезависимая флэш-память объемом 1 Гб. Этого объема
достаточно для регистрации на протяжении 5-6 часов непрерывной
записи.
 Скважинный прибор не имеет микропроцессорного
управления – логика работы аппаратуры реализована на базе
радиационно стойких программируемых логических матриц (FPGA).
 Усовершенствовано программное обеспечение аппаратуры,
которое позволяет решать полный комплекс геолого-технических
задач.
Ранее, для расчета времени жизни тепловых нейтронов в пласте
τ, применялся так называемый однокомпонентный вариант расчета
параметров временного спектра, разработанный еще на начальном
этапе исследования методами ИНК [1]. При этом результаты расчетов
τ в большинстве случаев были неудовлетворительными.
126
Nимп. (Счёт в каналах)
Aскв∙e - t/τ скв. – скв. составл.
Исходный спектр
J= Aскв∙e
- t/τ СКВ
+ Aпл ∙e - t/τ пл.
Aпл ∙e - t/τ пл. – пласт. составл.
Тмкс(Каналы)
Рис. 1. Пример разложения временного спектра
В начальной части спектра велико влияние «скважинной»
составляющей, по истечении некоторого времени – «пластовой»
составляющей. Как видно, расчёт величины τ в значительной мере
зависит как от выбора времени задержки, так и от выхода нейтронов
излучателя, а также от фоновой составляющей, если ее не вычесть.
Было выяснено, что фон и соответственно завышенные счета в этом
варианте расчётов дают завышенное значение τ.
Применяемый в настоящее время [1] двухкомпонентный
вариант расчёта параметров временного спектра использует в своей
основе известное представление спада счета в виде суммы двух
составляющих - скважины и горной породы:
Jобщ(t)=Jскв(t) + Jгор_пор(t)
(1)
Обе эти составляющие описываются экспоненциальными
зависимостями Aeλt:
Jобщ(t)= Aскв∙eλскв t + Aгор_пор∙eλгор_пор t
(2)
При этом алгоритм автоматически может выявлять участки
временного спада, характеризующие «скважинную» и «пластовую»
составляющую, что дает более точное вычисление параметра τ.
127
Применение силового кожуха из низкоактивируемого
материала (сплав Э125), увеличение измерительной базы режима
ИНГК до 5 мс, совершенствование программного обеспечения
аппаратно-программного
комплекса
импульсно-нейтронного
каротажа позволит более точно регистрировать и вычислять
параметр τ, а следовательно качество решения геолого-технических
задач повысится.
Список использованных источников:
1. Тезисы межотраслевой научно-технической конференции
«Портативные генераторы нейронов и технологии на их основе»,
Москва 26-30 мая 2003 г.. – М.: ВНИИА им. Н.Л. Духова, 2003, С 17, 44,
65, 66.
128
УДК 261.3.06:622.276.1/.4
АВТОМАТИЗАЦИЯ ПЛАНИРОВАНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ
МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
О.В. Наугольных (УрО РАН «Горный институт», г. Пермь, Россия)
А.В. Шумилов (ОАО «Пермнефтегеофизика», г. Пермь, Россия)
Программный комплекс, состоящий из базы данных «Методы
работ в скважинах по повышению текущей и конечной нефтеотдачи
пластов» [1] и программы для ЭВМ «Методы ПНП» [2], предназначен
для использования: геолого-технологическими службами и
нефтегазодобывающими компаниями; буровыми предприятиями;
сервисными
(в
том
числе,
промыслово-геофизическими)
компаниями, занимающимися работами по повышению нефтеотдачи
пластов (ПНП) и капитальным ремонтом скважин (КРС);
инновационными организациями и научно-исследовательскими
институтами, разрабатывающими новые технологии в сфере ПНП и
КРС. База данных содержит подробные сведения о практическом
применении технологий ПНП, разработанных и эффективно
применяющихся десятилетиями в отечественной и зарубежной
практике. Компьютерная программа позволяет: находить наиболее
приемлемые методы ПНП для геолого-технических условий
конкретной скважины; просматривать информацию по выбранным
методам, содержащимся в базе данных (их подробное описание,
рисунки, таблицы, графику, рекомендации разработчиков и их
контактные реквизиты); осуществлять оперативный расчет основных
технико-экономических показателей от применения выбранных
методов (в том числе, и кабельных геофизических технологий ПНП)
[3]. Результатом применения комплекса являются весьма заметные
продвижения в добыче углеводородов за счет ускорения и
повышения точности проектирования и инжиниринга на всех этапах
данной сферы производства на основе многолетнего опыта,
накопленных навыков и знаний.
Расчетный блок, реализованный в последнее время в составе
программы для ЭВМ «Методы ПНП» позволяет выполнять
оперативный расчет параметров, используемых при решении
практических задач КРС и ПНП. Назначение данного блока
129
соответствует всем направлениям применения программного
комплекса:
совершенствованию
месячного,
годового
и
перспективного планирования геолого-технических мероприятий в
скважинах отделами разработки нефтегазодобывающих компаний;
уточнению конкретного технологического планирования операций в
скважинах службами КРС; оценке эффективности проведенных
геолого-технических мероприятий. Алгоритмы, послужившие
основой разработки расчетного блока, прошли авторитетную
редакцию отраслевых журналов и издательств, либо рекомендованы
к использованию трудами научно-исследовательских институтов
отечественной нефтедобывающей промышленности.
Перечень расчетов сгруппирован по четырем основным
направлениям:
инженерные
расчеты
при
КРС;
техникоэкономические расчеты; оценка состояния призабойной зоны;
расчеты дифференцированного рентного налогообложения.
Инженерные расчеты при КРС разделены по видам ПНП:
ремонтно-изоляционные
работы;
ликвидация
осложнений;
воздействие на призабойную зону; режим эксплуатации скважины
после проведенного ремонта и др. В свою очередь, указанные
разделы содержат расчеты: создания экрана (блокады) в зоне;
объема раствора реагентов для изоляции вод, поступающих в
скважину путем заколонной циркуляции; выбора реагентов и
технологических схем для изоляционных работ; объема некоторых
продуктов обработки на операцию водоизоляционных работ;
предельного числа оборотов колонны ловильных труб при
расхаживании вращением; предельной глубины спуска ловильного
инструмента; закачки некоторых реагентов; начальной скорости
струи, истекающей из насадки гидроперфоратора; допустимых
величин динамического уровня и величины депрессии на пласт;
испытания колонны на герметичность путем снижения уровня;
максимальной
глубины
спуска
одноступенчатой
колонны
промывочных труб; оценки забойного давления и гидравлических
потерь в процессе закачки в скважину технологической жидкости;
глушения скважин при КРС.
Введенные в состав технико-экономической части блока
расчеты разделены на оценочные расчеты после проведенных работ
и прогнозные. Первые включают оценку технологического эффекта
130
после изоляционных работ в простаивающих и эксплуатирующихся
скважинах, а также эффективности инновационных мероприятий по
воздействию на призабойную зону пласта (ПЗП). Прогнозные
включают расчеты окупаемости, трудоемкости и стоимости
планируемого ремонта скважины, а также оценку эффективности
форсирования отборов в обводненной скважине, водоизоляционного
ремонта, различных методов обработки ПЗП. Кроме того, возможно
прогнозирование показателей разработки месторождения, объема
добычи
углеводородов,
продолжительности
эксплуатации
добывающих скважин.
Оценка состояния призабойной зоны подразделяется на оценку
ПЗП и призабойной зоны скважины. Для первой части
рассчитываются по разным методикам: скин-эффект, коэффициент
закупорки ПЗП и остаточная нефтенасыщенная толщина
обводненного перфорированного пласта. Оценка состояния
призабойной зоны скважины заключается в определении забойного
давления и гидравлических потерь в процессе закачки в скважину
технологических жидкостей.
Расчеты дифференцированного рентного налогообложения
включают
разработку
геолого-экономической
ранговой
классификации
залежей,
вычисление
значения
функции
классификации залежей и расчет дифференцированного рентного
налога по любому числу показателей.
На программы расчетного блока получены положительные
заключения экспертов РГУНГ им. И.М. Губкина.
Список использованных источников:
1. Шумилов А.В., Шумилов В.А., Заичкин Е.В. Свидетельство об
официальной регистрации базы данных «Методы работ в скважинах
по повышению текущей и конечной нефтеотдачи пластов»
(Скважинные методы ПНП) № 2002620005 от 21.01.2002 // М.,
РОСПАТЕНТ.
2. Заичкин Е.В., Ташкинов И.В., Шумилов В.А., Шумилов А.В.
Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ
«Методы ПНП» № 2002610056 от 21.01.2002 // М., РОСПАТЕНТ.
131
3. Шумилов В.А., Шумилов А.В. Выбор кабельных геофизических
технологий повышения нефтеотдачи пластов с использованием
специальной базы данных // «Геофизический вестник» ЕАГО. М.:
ГЕРС. 2008. Вып. 5. С. 13-17.
132
УДК 551.252:550.822.3
ОПЕРАТИВНОЕ ИЗУЧЕНИЕ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ
С.Н. Сидорович, Ш.Я. Махмутов, М.Г. Лугуманов
(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия)
Опыт проведения геолого-технологических исследований (ГТИ)
в различных регионах и отложениях показывает, что горные породы
часто имеют сложное строение, обладают большой геологической
неоднородностью и различными типами пустотного пространства.
Это касается как терригенных, так и особенно карбонантных породколлекторов.
Известно, что терригенные коллекторы (песчаники, алевролиты)
характеризуются преимущественно межзерновой (межгранулярной)
пористостью, где важным фактором является упаковка зёрен.
Карбонатные
коллекторы
(известняки,
доломиты)
характеризуются трещиноватостью, кавернозностью, межзерновой
пористостью и другими видами ёмкости.
В докладе приведены результаты анализа геологотехнологических исследований (ГТИ) по изучению различных типов
сложнопостроенных карбонатных коллекторов нефти и газа с
помощью
геолого-геохимических
методов
на
нескольких
разведочных
площадях
Башкортостана
(Ново-Узыбашевская,
Исимовская, Южно-Сергеевская). Показаны информативность
конкретных геологических и геохимических методов при решении
основных геологических задач (литологическое расчленение разреза,
выделение коллекторов, оценка характера насыщения).
Геолого-геохимические методы ГТИ изучения бурового шлама и
керна включают обязательный и дополнительный комплекс, а также
газометрию бурового раствора (газовый каротаж в процессе бурения)
[1].
Анализ материалов ГТИ по изучению различных типов
карбонатных
породколлекторов
показал
необходимость
использования циклостратиграфического анализа, основанного на
трансгрессивно-регрессивном факторе образования карбонатных
отложений и их вторичных преобразований [2].
133
Наиболее информативными методами при определении
вещественного состава карбонатных горных пород коллекторов всех
типов (кроме случаев бурения с использованием долот истирающего
типа) являются:
 макроскопия бурового шлама и керна;
 микроскопия шлама и керна;
 фракционный анализ шлама (привязка по глубине);
 определение плотности и оценка пористости по шламу и
керну.
При выделении коллекторов с межзерновой пористостью и
оценке характера насыщения информативными являются следующие
методы:
 макро- и микроскопия по шламу и керну;
 определение плотности и оценка пористости по шламу и
керну;
 люминесцентно-битуминологический анализ по шламу и
керну (ЛБА);
 газометрия горных пород по шламу и керну;
 определение окислительно-восстановительного потенциала
(ОВП) горных пород по шламу и керну;
 газометрия бурового раствора ( газовый каротаж в процессе
бурения).
При выделении трещиноватых карбонатных коллекторов и
оценке характера насыщения информативными являются:
 макро- и микроскопия по шламу и керну;
 газометрия бурового раствора (газовый каротаж);
 ОВП горных пород по шламу;
 ИК - спектрометрия горных пород по шламу.
При разбуривании трещиноватых карбонатных горных пород
долотами истирающего типа наиболее информативными при
выделении и оценке характера насыщения коллекторов являются:
 газометрия бурового раствора (газовый каротаж);
 газометрия суспензии бурового раствора с истертой горной
породой (на основе термо-вакуумной дегазации);
 определение ОВП суспензии бурового раствора с истертой
горной породой;
134
 частично макро- и микроскопия измельченного шлама.
Информативность исследования горных пород по керну
напрямую зависит от его выноса. При низком выносе керна потеря
информации восполняется по шламу.
Список использованных источников:
1. Лаптев В.В. Геолого-технологические исследования в процессе
бурения // Муравьев П.П., Сидорович С.Н. / РД 39-01477-16-102-87.
2. Сидорович С.Н. Методика дифференциации карбонатных
комплексов // Адлер М.Г. - Труды «ВНИИ Нефтепромгефизика»,
1984г.
135
УДК 622.24.063
ОПЕРАТИВНАЯ ОЦЕНКА НЕФТЕБИТУМОСОДЕРЖАНИЯ ТЕРРИГЕННЫХ
ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ПО ШЛАМУ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
С.Н. Сидорович, И.К. Булатов,
М.Г. Лугуманов, Д.С. Хасанов, А.Ф. Шайхутдинов
(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия)
Одной из важных задач геолого-технологических исследований
(ГТИ) является оперативное выделение нефтебитумосодержащих
пластов-коллекторов по шламу в разрезе скважин. Основным
методом изучения нефтебитумосодержания горных пород по шламу
в настоящие время является люминесценто-битуминологический
анализ (ЛБА). Однако по ряду причин, связанных с технологией
бурения и горно-геологическими условиями, возникла потребность
проведения более информативных и точных инструментальных
методов.
Буровые компании при бурении скважин стали чаще
использовать долота истирающего типа. Следовательно, шлам
выносится в виде мелких фракций, а часто и непосредственно в виде
зерен кварца, слагавшего ранее песчаники и алевролиты,
разрушенные
в
процессе
бурения,
а
под
действием
гидромониторного
эффекта
углеводороды
очень
сильно
вымываются. Это касается, в частности, шлама, получаемого при
разбуривании боковых стволов в условиях Западной Сибири.
Все эти факторы негативно сказываются на информативности
ГТИ, что побуждает проводить дополнительные исследования
методами, в меньшей степени подверженными внешним факторам.
Проведенные авторами опытно-методические работы на шламе
из терригенных отложений ряда скважин Западной Сибири
(Кечимовской, Нонг-Еганской площадей) позволяют рекомендовать
дополнительные информативные методы исследований с целью
выделения в разрезе скважин нефтебитумосодержащих интервалов в
процессе бурения.
Это
методы
ИК-спектрометрии
и
окислительновосстановительного потенциала (ОВП) горных пород.
136
Методика
проведения
инфракрасной
спектрометрии
подразумевает использование более сильного растворителя, чем при
проведение ЛБА, в частности четыреххлористого углерода (ССl4).
Путем 5-ти кратной последовательной промывки навески горной
породы в экстракторе в «струе», получаем раствор углеводородов
(экстракт). Далее экстракт помещается в кювету ИК-спектрометра
(ИКН-025), где фиксируется амплитуда рабочего (λ=3,42 мкм) и
опорного (λ=3,00 мкм) ИК-сигналов, а затем рассчитывается
отношение
этих
величин.
Полученное
значение
прямо
пропорционально концентрации битумоидов (нефти, битумов и др.)
в горных породах. Таким образом, можно выделить не только
нефтеносный коллектор, но и рассчитать концентрацию нефти в
горной породе.
Метод ОВП основан на способности химических соединений
создавать окислительное или восстановительное состояние среды.
Обладая
высокой
восстановительной
активностью,
углеводороды нефтяного ряда характеризуются пониженными
значениями
потенциала
Eh,
что
позволяет
выявлять
нефтебитуминонасыщение породы-коллекторы. [П.П. Муравьев, С.Н
Сидорович, 1985, 1999, 2000 г].
Проведенные исследования на скважинах Кечимовской и НонгЕганской площадей Западной Сибири по шламу терригенных пород
из горизонтальных участков скважины показали положительные
результаты. Отложения характеризовались положительными
значениями Eh.
Таким образом, использование современных инструментальных
методов, таких как ИК - спектрометрия и ОВП (Eh) горных пород
наряду с традиционным методом ЛБА при изучении терригенных
пород - коллекторов позволит получить оперативную и достоверную
информацию о нефтебитумосодержании последних.
137
УДК 681.3.06:550.832
РАСЧЕТ СИЛ, ВОЗНИКАЮЩИХ ПРИ ПЕРЕМЕЩЕНИИ ПРИБОРОВ В
СТВОЛАХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Д.Н. Князев, А.Д. Савич, А.В. Шумилов
(ОАО «Пермнефтегеофизика», г. Пермь, Россия)
Успешная доставка приборов на забой горизонтальной
скважины зависит от множества факторов: траектории ствола
скважины, типа и параметров промывочной жидкости, конструкции
скважины, литологии пород в открытом стволе, качества подготовки
скважины к исследованиям, габаритов, веса и состава опускаемого
геофизического оборудования. Оперативно и достаточно точно
рассчитать необходимую компоновку комплекса скважинного
оборудования можно только с помощью специальной компьютерной
программы. Такая программа под названием «ЛАТЕРАЛЬ-РАСЧЕТ»
разработана авторами настоящего доклада в 2007 году [1]. Основой
для разработки программы «ЛАТЕРАЛЬ-РАСЧЕТ» послужило
разработанное в рамках выполнения работ по договору с ООО
«ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» «Методическое руководство по расчету усилий
доставки приборов к забоям и осевых усилий при работе
технологического комплекса «ЛАТЕРАЛЬ-2007».
После успешной опытной эксплуатации в ряде ведущих
геофизических предприятий данное программное средство прошло
сертификацию в Евро-Азиатском геофизическом обществе на
соответствие требованиям РД ТК 440-001-01 [2]. Программа
позволяет производить расчеты для всех типов кабельных
технологий доставки приборов в горизонтальные стволы, включая
доставку при помощи жесткого геофизического кабеля (ЖГК) и
технологического комплекса «ЛАТЕРАЛЬ» [3, 4].
Входными данными программы являются: инклинометрические
измерения, распределение плотности промывочной жидкости по
стволу скважины, давление на устье скважины, коэффициенты трения
при движении элементов скважинной сборки на различных участках
ствола, физические параметры доставляемого прибора и
используемого оборудования: геофизического кабеля, насоснокомпрессорных труб (НКТ) и т.д. Все данные могут вводиться с
138
клавиатуры или из подготовленных файлов. Результатом работы
программы являются рассчитанные значения необходимого для
доставки прибора на забой количества труб и графики усилий,
возникающих в элементах опускаемого оборудования: запас усилия
доставки прибора при спуске (сила, с которой прибор давит на
препятствие, если упрётся в него), сила натяжения кабеля на устье
при спуске и при подъёме, сила натяжения кабеля на
соединительных элементах при подъёме, сила, необходимая для
проталкивания при спуске и удержания при подъёме прибора и НКТ
при наличии давления на устье.
Поскольку в программе «ЛАТЕРАЛЬ-РАСЧЕТ» вычисляются силы
натяжения кабеля на устье для каждого положения прибора при
спуске и при подъёме, то она является и исследовательским
инструментом: сопоставляя рассчитанные значения натяжения с
измеренными можно уточнить, в частности, коэффициенты трения
между элементами подвески и стенками скважины в различных
условиях.
При расчётах с ЖГК необходимо учитывать следующее: если на
участок ЖГК действуют вдоль оси сжимающие силы, то он
деформируется, возникает дополнительная прижимающая к стенке
скважины сила и, соответственно, дополнительная сила трения. Эта
сила учитывается в программе через коэффициент распора,
показывающий, какая часть сжимающей ЖГК силы передаётся на
стенки скважины. Экспериментальных данных по оценке значений
этого коэффициента пока нет, поэтому предполагается оценить его на
основании данных исследований скважин, сопоставляя фактическую
глубину доставки прибора на ЖГК с расчетной. Планируется также
выполнение экспериментальных работ с ЖГК для определения
коэффициента распора.
Результаты расчётов представлены в программе графически.
Поскольку профиль скважины, состав опускаемого оборудования и
его движение вдоль скважины визуализированы, интерфейс
программы обеспечивает наглядность проведения расчётов. По
результатам расчётов формируется отчёт в формате Microsoft Word.
139
Список использованных источников:
1. Князев А.Р., Коновалов А.Ю., Савич А.Д., Шумилов А.В.
Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ
«Латераль-расчет-2007» № 2008611039 от 27.02.2008 // М.,
РОСПАТЕНТ.
2. Килейко Е.С., Козыряцкий Н.Г., Корженевский А.Г., Напольский
В.А., Савич А.Д., Шумилов А.В. Руководящий документ РД 440-001-01
«Инструкция по выбору комплекса геофизических исследований и
средств доставки приборов на забой в процессе бурения и
эксплуатации горизонтальных скважин» // Тверь: Изд. ТК-440. 2002.
С. 1-15.
3. Савич А.Д., Шумилов А.В., Элькинд С.Я., Балдин А.В., Новоселов
Н.И. Патент на полезную модель «Комплекс для доставки
геофизических приборов» № 42062 от 20.11.2004 // М., РОСПАТЕНТ.
4. 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.
140
УДК 550.832.44
РАЗРЕШАЮЩАЯ СПОСОБНОСТЬ СКАНЕРА САС-90
В.И. Стрелков
(ОАО НПФ “Геофизика”, г. Уфа, Башкортостан, Россия),
О.В. Терехов
(ОАО “Башнефтегеофизика”, г. Уфа, Башкортостан, Россия)
Аппаратура САС-90 относится к серии приборов, использующих
микроимиджеровые технологии при проведении геофизических
исследований скважин. Она, как и её предшественники [1] имеет
вращающуюся головку с акустическими датчиками, что позволяет
получить акустическое отражение от стенки скважины по всему
внутреннему периметру. Измерение временных и амплитудных
параметров отражённого сигнала позволяет судить о техническом
состоянии обсадной колонны.
При работе в необсаженных скважинах по параметрам
отраженных сигналов возможно разделение границ пластов и
литологическое расчленение разреза, определение наклона и
толщины пластов, а также их пространственная привязка с помощью
встроенных феррозондов и датчиков углов наклона. Оценка
разрешающей
способности
акустического
сканера
САС-90
проводилась
из
следующих
предпосылок.
В
результате
теоретических изысканий было выявлено, что без принципиального
конструктивного изменения схемы высокочастотного акустического
датчика добиться серьёзного повышения разрешающей способности
новой аппаратуры для условий промывочной жидкости,
применяемой в скважинах на наших месторождениях, при
сохранении условия универсальности прибора – невозможно. Так,
повышение частоты излучателя более 1 МГц влечёт увеличение
разрешающей способности аппаратуры, но одновременно серьёзно
уменьшает энергию волны, что сильно сказывается на требовании к
промывочным жидкостям. При этом они должны быть по плотности
практически идентичны воде, что зачастую в реальных условиях –
невыполнимо. Поэтому, для сохранения области применения данной
аппаратуры на уровне предшествующих аналогов, было принято
решение в пользу конструктивного изменения датчика излучателя.
141
Отличие нового прибора состоит в том, что его датчик по сути состоит
из трёх независимых излучателей-приёмников центры которых
смещены относительно друг друга на один миллиметр, что
позволило (при помощи компьютерных технологий обработки
данных) улучшить разрешающую способность аппаратуры.
Рис. 1. Оценка разрешающей способности САС-90 (р = 1.0 г/см 3)
142
Рис. 2. Оценка разрешающей способности САС-90 (р = 1.2 г/см 3)
На рис.1 и 2 приведены записи аппаратурой САС-90 на
контрольно-поверочной скважине, из которых видно, что
143
конструкторско-технологические решения, принятые при разработке
указанной выше аппаратуры, позволили улучшить по сравнению с
предшествующими аналогами её разрешающую способность, в то же
время, сохранив технический диапазон по плотностям к
промывочной жидкости.
Список использованных источников:
1. В.И. Стрелков. Отечественные акустические микроимиджеры/
О.В. Терехов. Мат-лы ХVI Межд. спец. выст. «Газ.Нефть.Технологии2008». – Уфа: 2008, С.100-104.
144
УДК 622.276.1/.4.470.52
ПЛАНИРОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ
С УЧЕТОМ СТРУКТУРЫ ЗАПАСОВ
Л.Р. Ханипова (ТПДН «Ноябрьскнефть», г. Ноябрьск, Россия)
На сегодняшний день большинство нефтяных месторождений
находится на поздней стадии разработки, которая характеризуется
низким уровнем добычи. Несмотря на это, в пластах-коллекторах
остается огромное количество запасов. Эти месторождения
достаточно хорошо изучены и имеют многолетнюю историю
исследования геологии залежей, петрофизических свойств пластов и
физико-химических свойств пластовых флюидов. Как правило, эта
информация в недостаточной степени систематизирована.
Для эффективного извлечения остаточных запасов необходимо
иметь представление об их распределении и свойствах, т.е. свойствах
вмещающих их горных пород и свойствах самих флюидов. При
детальном рассмотрении остаточные запасы представляют из себя
сложную динамическую структуру, разные части которой (например,
охваченные
заводнением,
неохваченные
заводнением,
неподвижные запасы) имеют различные свойства на макро- и
микроуровнях. Этими свойствами определяются, во-первых, характер
распределения той или иной структурной части остаточной нефти в
пласте, во-вторых, практические методы, позволяющие определить
или оценить это распределение, и, в-третьих, мероприятия по
эффективному доизвлечению остаточных запасов.
В данной работе предлагается подход к доизвлечению
остаточных запасов, основанный на их структурировании, который
состоит из следующих трех частей:
- Описание структуры запасов и свойств ее отдельных
компонентов.
- Количественная оценка распределения остаточных запасов с
дифференциацией по структурным компонентам.
- Создание долгосрочной стратегии планирования мероприятий
(т.е. подбор методов увеличения нефтеотдачи и геолого-технических
мероприятий) с целью доизвлечения остаточных запасов,
относящихся к различным структурным компонентам.
145
Предлагаемая структура запасов такова: все геологические
запасы залежи в первую очередь делятся на подвижные и
неподвижные.
Под подвижными мы будем понимать запасы, способные
перемещаться в пласте при воздействии на них данной системы
разработки. Этот вид запасов состоит из извлеченных, неизвлеченных
и экономически нерентабельных запасов. Неизвлеченные запасы
включают в себя частично промытые и неохваченные заводнением
запасы. Частично промытые являются запасами, выработанными не
до остаточной нефтенасыщенности, и могут быть доизвлечены при
продолжении воздействия на них. В зависимости от геометрии зоны,
которую они занимают, они делятся на частично промытые по
площади и по толщине.
Неохваченные заводнением запасы – это те запасы, которые
еще не вступили в контакт с вытесняющим флюидом, но будут в
дальнейшем вовлечены в разработку при продолжении воздействия
системы разработки на залежь.
Неподвижные запасы включают в себя прочносвязанные и
капиллярно-защемленные запасы. Прочносвязанные запасы состоят
из компонентов нефти с очень низкой подвижностью,
адсорбированных на стенках пор и поровых каналов. Они характерны
для случая гидрофобных коллекторов и коллекторов со смешанным
типом смачиваемости.
Капиллярно-защемленные запасы образуются в результате
отделения от непрерывной нефтяной фазы отдельных капель по
мере того, как нефть движется по поровым каналам. Они
формируются в гидрофильных коллекторах и коллекторах со
смешанным типом смачиваемости.
Рассмотренная структура запасов позволяет дифференцированно
подходить к планированию геолого-технических мероприятий для
интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи. Но, прежде
всего, необходимо определить количество запасов, относящихся к
различным компонентам структуры, и оценить их распределение в
пласте. Этот этап требует значительных усилий по анализу
существующей информации о пласте, и по доизучению свойств
пласта, и является залогом успеха последующей работы.
146
В данной работе рассматриваются месторождения ЗападноСибирской НГП, разрабатываемые ОАО «Газпромнефть-ННГ». Этаж
нефтеносности этих месторождений охватывает широкий спектр
продуктивных пластов, а именно:
1) Группа ПК – пласты покурской свиты, которые входят в
нижнемеловой и верхнемеловой отделы.
2) Пласты группы А нижнемелового отдела.
3) Пласты группы Б нижнемелового отдела.
4) Пласты ачимовской свиты нижнемелового отдела.
5) Пласты юрской системы.
Чтобы дать краткую характеристику, для каждой указанной
группы пластов рассматриваются следующие параметры:
- характеристики состояния разработки, а именно геологические
и извлеченные запасы;
- геолого-физические характеристики пластов, такие как
коэффициенты
пористости,
проницаемости,
глинистости,
расчлененности,
нефтенасыщенности,
эффективной
нефтенасыщенной толщины;
- свойства пластовых флюидов – т.е. плотность нефти в
поверхностных условиях, вязкость нефти в пластовых условиях и
газовый фактор.
Из рассмотренных пяти групп продуктивных пластов основными
объектами разработки являются пласты группы Б. Они обладают
наибольшими геологическими запасами и наибольшим текущим
коэффициентом извлечения нефти.
В качестве представителя этой группы пластов рассматривается
пласт БС101 одного из месторождений компании ОАО «ГазпромнефтьННГ». Пласт БС101 относится к мегионской свите, и на данном
месторождении он формирует единую залежь пластово-сводового
типа с зонами литологического замещения. Разрез пласта сложен
песчано-глинистыми разностями, которые в проницаемой его части
меняются в широком диапазоне: от глинистых, плохо
отсортированных алевролитов (глинистость 17.2%, Md = 0.03 мм) до
зрелых мелко- и среднезернистых песчаников (Md = 0.2 – 0.21 мм).
Преобладающие типы цементов – глинистый (каолинит, хлорит) и
карбонатный.
147
Согласно оценке структуры запасов, проведенной для данного
пласта, в структуре остаточных запасов объекта БС101 наибольшую
долю имеют подвижные неизвлеченные запасы, не охваченные
заводнением по толщине пласта. Для выработки этой группы запасов
предлагается планировать и рассматривать проведение таких видов
ГТМ как:
1) Забуривание боковых стволов – для дренирования целиков
нефти,
2) Потокоотклоняющие технологии – для снижения
проводимости высокопроницаемых пропластков,
3) Выравнивание профилей притока/приемистости – для
сбалансированного вовлечения пропластков в работу,
4) ГРП – для интенсификации процесса разработки. Также
необходимо отметить, что ГРП способствует вовлечению в работу
пропластков, до этого не имевших связи с перфорированным
участком колонны.
Предлагаемый в данной работе подход к планированию ГТМ
основывается на структурировании остаточных запасов, т.е.
выявлении различных частей запасов, обладающих различными
свойствами, и оценке их распределения в пласте. Это позволит
оптимально подбирать ГТМ для той или иной структурной части
остаточных запасов, и более эффективно доизвлекать остаточные
запасы месторождений, находящихся на 3-й – 4-й стадии разработки.
148
УДК 622.276.72
ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ
В СКВАЖИНАХ С БОЛЬШИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ
В ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»
Р.А. Ягудин (ООО «РН-Пурнефтегаз», г. Губкинский, Россия)
Одной из важных причин, снижающей эффективность добычи
нефти на месторождениях ООО “РН-Пурнефтегаз”, является
отложение
неорганических
солей,
которые
интенсивно
накапливаются в нефтепромысловом оборудовании. В условиях
высоких газовых факторов и депрессий образование карбонатов
кальция начинается уже в зоне интервала перфорации, что особенно
характерно для Харампурской группы месторождений.
Рз = 100-50 атм.
Солеобразование в
интервале забой насос
Рис.1. Влияние забойного давления и высокого газового фактора на
интенсивности солеобразования в скважине
В результате существенно снижается наработка на отказ УЭЦН и
продуктивность скважины, приводящая в дальнейшем к
осложненным ремонтам.
Кроме того, по данной группе месторождений по результатам
минералогического анализа выявлено, что некоторые скважины
помимо кальцита и кварца осложнены сульфатом бария. Основной
причиной выпадения его является смешение несовместимых
149
растворов глушения и попутно-добываемой воды, так как зачастую
растворы глушения содержат в качестве примесей сульфат - ионы,
которые влияют на образование баритов.
На
рис.2
приведена
динамика
изменения
доли
солеотлогающего фонда по ООО «РН-Пурнефтегаз». Необходимо
отметить, что за 2008 год произошло увеличение на 10% по
отношению к 2007 году действующего фонда скважин осложненного
отложением солей на рабочих органах погружного оборудования и
эксплуатационной колонне скважины. Обусловлено это снижением
забойного давления, увеличением доли свободного газа на приеме
насоса и увеличением обводненности скважин.
35
Доля скважин, %
30
25
20
15
10
5
0
2002
2003
2004
2005
2006 2007
2008
2009
Время, годы
Рис. 2. Динамика изменения доли солеотлагающего фонда скважин
Скв, шт
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
01.07.06
01.10.06
01.02.07
01.09.08
31.01.09
Дата
Периодика
УДЭ
СКО
SQUEEZE
Рис. 3. Технологии защиты от солеотложения
150
На рис. 3 приведена динамика изменения применяющихся
технологий по защите скважин от солеотложения на месторождениях
ООО «РН-Пурнефтегаз». Как видно из рисунка, происходит
переориентация выбора технологии защиты, которая связана как со
значительной стоимостью, так и с малой эффективностью
периодических обработок. Низкая эффективность связана с тем, что
на большинстве скважин не выполняется условие неполного выноса
воды с забоя скважины, которое является необходимым критерием
применимости данной технологии. По этой причине было принято
решение отказаться от данной технологии.
Однако в период с 2007 по 2008 год на фонде скважин,
оборудованных устройствами постоянного дозирования ингибиторов
солеотложения (УДЭ) произошло 77 отказов глубинного насосного
оборудования (ГНО) с наработкой менее 180 суток, из которых не
менее четверти отказов связана с солеотложением. Основная доля
отказов по причине солеотложения приходится на Харампурскую
группу месторождений (из 15 отказов 9). Это обусловлено тем, что
средние Рнас и ГФ по Харампурской группе месторождений
составляют 203 атм. и 488 м3/т, что при создании большой депрессии
на пласт приводит к большому выделению свободного газа в
затрубном пространстве скважины. Выделение больших объемов
газа приводит к выносу ингибитора через обратный клапан (ОК)
фонтанной арматуры в коллектор, тем самым препятствует
попаданию химического реагента на прием насоса.
Для предотвращения подобных ситуаций возможно внедрение
скважинных трубопроводов на прием насоса. Но в данном случае
существует риск повреждения капиллярной трубки при спуске УЭЦН.
К тому же в условиях большой депрессии на пласт выпадение
солей начинается непосредственно в призабойной зоне пласта и в
интервале перфорации, что в последующем приводит к длительным
ремонтным работам, связанным с восстановлением диаметра колонн
и ликвидацией прихвата погружного оборудования скважин.
Поэтому наиболее оптимальной технологией в условиях
большой депрессии на пласт и большого газового фактора является
технология Squeeze, предусматривающая задавку ингибиторов
солеотложения в пласт, т.е. до зоны начала солеобразования. В
данном случае сам пласт используется как резервуар для
151
дозирования ингибитора в добываемую продукцию. Закачка
включает в себя четыре этапа: подготовку пласта, введение
ингибитора в пласт, его продавку и выдержку для установления
адсорбционно-десорбционного равновесия.
Рис.4. Зоны рентабельности технологий подачи ингибитора солеотложения
Технология Squeeze в условиях ООО «РН-Пурнефтегаз» была
апробирована в 2007 году в рамках системы новых технологий на 3
скважинах. Средняя наработка на отказ по этим скважинам
увеличилась до 2,9 раза. В целом были сэкономлены затраты – на 8
ТКРС, 8 комплектов погружного оборудования. Были предотвращены
потери по добыче нефти в размере 600 тонн.
В 2008 году были проведены работы по адаптации данной
технологии к применению российских реагентов, что существенно
снижает себестоимость работ. В этих целях было проведено 11
обработок. Основная доля задавок в пласт проведена по
Харампурской группе месторождений (10 закачек из11). Это связано с
тем, что скважины данной группы, в ввиду своих технологических и
геологических характеристик, подвержены выпадению солей в ПЗП и
эксплуатационной колонне.
152
Таблица 1
Текущие приросты МРП скважин обработанных по
технологии Squeeze
Скв.
запуск
Куст
№ п/п
Дата
12/04
/08
15/04
2
5
Ю-Х 695
/08
25/06
3
39 С-Х 445
/08
03/07
4
16 Ком 12376
/08
37
19/07
5
Ю-Х 476
б
/08
08/09
6
5
Ю-Х 743
/08
15/09
7
12 Ю-Х 891
/08
19/09
8
18 Ю-Х 914
/08
52
12/10
9
Ю-Х 289
б
/08
27/10
10 10 Фес 223
/08
04/12
11 7
Фес 116
/08
Среднее по ООО
"РН-Пурнефтегаз"
1
4
Ю-Х 693
СНО (МРП), сут
Текущая
СНО до
наработобработки
ка
Прирост
Т пр., %
34
53
19
56%
67
22
-45
-67%
50
249
199
398%
47
241
194
413%
54
225
171
317%
54
174
120
222%
223
167
-56
-25%
200
163
-37
-19%
72
140
68
93%
98
125
27
27%
108
87
-21
-19%
92
150
58
63%
На текущий момент по данным обработкам достигнуты
следующие технико–экономические показатели:
- доп. NPV + 21,7 млн.р.
- сокращение затрат -11,5 млн.р.
- доп. ПРС, ТРС ЭПО -15,67 рем.
- доп. добыча нефти +3,59 тыс. тонн.
И данные показатели продолжают расти.
153
СНО до и после задавки ИСО в пласт.
300
Наработка, дни
250
200
150
100
Нарушение
технологии
закачки
50
0
Ю-Х 693
Ю-Х 695
С-Х 445
Ком 12376
Ю-Х 476
Ю-Х 743
Ю-Х 891
Ю-Х 914
Ю-Х 289
Фес 223
Фес 116
Скважины
СНО до обработки
Текущая наработка
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
154
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:
1. В условиях высокого газового фактора и больших депрессий
интенсивное солеобразование начинается с призабойной зоны
пласта.
2. Альтернативные методы борьбы с солеотложением
неэффективны, т.к. происходит снижение продуктивности пласта.
3. Наиболее оптимальной технологией в данных условиях
является технология Squeeze, предусматривающая задавку
ингибиторов солеотложения в пласт, т.е. до зоны начала
солеобразования.
4. Снижение риска набухания пластовых глин и длительности
вывода скважин на режим видится в переходе на неводные системы
ИСО.
155
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,
156
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 одновременнораздельной 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.
157
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-РП118К;
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.
158
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
159
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)
160
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.;
161
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 80100 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.
162
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.
163
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
МЗ
БЗ
A
Кп%(СО)
Кп%пл.
опорных
283
285
285
285
285
285
1842
869.05111244.51 5972.99 4458.17
1844 31153.33192960.00118181.13 27403.94
1843 2019.39 88634.00 23582.41 13110.67
1843
1.85
17.13
6.07
2.18
1843
-0.57
50.48
13.53
7.29 по алгоритму СО
1843
0.99
39.85
10.87
5.72 по алгоритму
пластов
контрольн.скв----------------------------------------------------------------
164
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
165
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 ядернофизического 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 ядерногеофизические 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
166
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
167
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.
168