Стендовые 2 - ОАО НПФ Геофизика
advertisement
УДК 622.244.6.05:681.3.06 ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ ПРОГРАММЫ GEOTASK (ВЕРСИЯ 4) Р.А. Ахтямов, И.Р. Сафиуллин, В.С. Хакимов (ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия) В ОАО НПФ «Геофизика» разработан программный продукт «GeoTask», предназначенный для решения различных задач, связанных с обработкой кривых изменения давления при испытании пластов. Данная программа позволяет получить гидродинамические характеристики пласта и решать задачи, связанные с гидродинамическим исследованием скважин. При этом большое значение приобретает информация о коллекторских свойствах пород призабойной и удаленной зон пласта. Последняя версия программы включает в себя импорт исходных данных давления и температуры, редактирование данных, обработка диаграмм давления с использованием различных математических методик и вывод результатов ГДИС в специализированном отчете. Данный программный продукт состоит из основного приложения «GeoTask» и нескольких дополнительных приложений, которые соответствуют различным задачам. Основное приложение «GeoTask» включает в себя работу с проектом исследования. Здесь же предусмотрено внесение промысловых данных технологических исследований: условия проведения исследований, сведения об элементах конструкции скважин, сведения об исследуемом пласте и т.д. Для работы с диаграммами давления и температуры в программе имеются инструменты редактирования данных, такие как: прореживание кривой, полное сглаживание, поинтервальное сглаживание, обрезание кривой, удаление неинформативных участков, увязка кривых по времени, корректировка единиц измерения, корректировка данных. Причем, вышеуказанные методы редактирования и просмотра данных применимы как для всех диаграмм технологического исследования, так и для графика одного манометра. 169 Дополнительное приложение «Конвертор» служит для импорта данных давления и температуры в программу. Для этих целей здесь предусмотрены модули формата данных, соответствующие формату данных конкретного цифрового манометра. В частности, имеются модули для таких форматов как: *.mtt, *.asc, *.las, *.dt, *.txt. Список модулей форматов обновляется путем удаления или внесения нового модуля формата данных. Также в конверторе имеется возможность ручного ввода данных. Дополнительное приложение «Интерпретация карт давления», как видно из названия, необходимо для обработки данных и является основным инструментом ГДИС. Путем расстановки расчетных точек и выделения интервала (например, КП или КВД) делается расчет гидродинамических параметров пласта, таких как: проницаемость, гидропроводность, пластовое давление, пьезопроводность, потенциальная проводимость, скин-фактор, коэффициент призабойной закупорки, фактическая депрессия, объем притока, средний дебит, средний коэффициент продуктивности. Для решения каждой задачи в программе заложены алгоритмы, основанные на различных математических методах, отвечающие теории фильтрации сжимаемой жидкости в упругом пласте. Особенностью программы является наличие таких опций как: перемещение расчетных и контрольных точек, т.е. у интерпретатора появляется возможность манипулирования расчетными данными для достижения наилучшего результата и процедура расчетов максимально приближена к ручной обработке. Как известно, на достоверность результатов влияет опыт интерпретатора. Такой подход имеет преимущество перед другими методиками интерпретации данных, которые применяются в различных программных продуктах. Следует учесть, что отдельному виду обработки данных давления соответствует отдельный модуль обработки данных. Таким образом, при появлении новых гидродинамических задач формируется список модулей обработки данных, который обновляется путем добавления нового модуля. Дополнительное приложение «Генератор отчета» предназначено для создания отчета и вывода его на печать. В данном отчете по желанию пользователя формируются: 170 сопутствующая промысловая информация, данные обработки, диаграммы давления и температуры. Программный продукт «GeoTask» сопровождается руководством пользователя и электронным справочником, в которых подробно описываются принципы работы с данной программой. 171 УДК 550.832.74:622.245.1 СКАНИРУЮЩИЙ БОКОВОЙ КАРОТАЖ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН Н. Р. Муллагалеева, А.В. Кондрашов, Т.С.Мамлеев (ОАО НПП «ВНИИГИС», г. Октябрьский, Башкортостан, Россия) В последнее время при решении структурно-геологических и промыслово-геофизических задач для целей разведки и эксплуатации нефтегазовых месторождений начал возрастать интерес к микрорезистивным сканерам, представляющим собой устройства бокового каротажа, позволяющие получать полный панорамный обзор стенки скважины путем проведения измерений по азимутальным секторам. Специальная обработка результатов БКС с построением дифференциальных разверток по глубине и азимуту позволяет наглядно представить состояние обсадной колонны и выявить интервалы перфорации. Впервые прибор фокусированного бокового каротажа с секционированным центральным электродом для выделения зон с азимутальной неоднородностью был заявлен в 1982 г. во ВНИИНПГ (г. Уфа). Это был прибор с передачей на поверхность аналогового сигнала, амплитуда которого пропорциональна степени электрической неоднородности скважинной формации. Данный прибор, регистрируя лишь общие признаки электрической неоднородности пород, не позволял оценивать детали и характер этой неоднородности. В 1983 – 1985 г.г. во ВНИИГИС был разработан цифровой модуль сканирующего бокового каротажа СБК с зондовой установкой типа БК-3 с центральным фокусированным электродом, разделенным на шесть секций, с раздельной регистрацией тока каждой секции, предназначенный для работы в составе агрегатированного комплекса цифровой аппаратуры АКИПС-48 и АКИПС-36. В ходе испытаний и последующей эксплуатации этого модуля была показана высокая эффективность метода при исследовании азимутальных неоднородностей скважинных формаций, оценке характера и особенностей этих неоднородностей, выделении наклонных, в том числе тонких, пластов. В настоящее время этот модуль выпускается в 172 модификации с восемью секциями центрального электрода при диаметре прибора 48 мм. Вертикальное разрешение аппаратуры составляет 2 см. Скважинный прибор центрирован в скважине. Конструкция прибора позволяет использовать его в наклонных и горизонтальных скважинах. В 2000 г. во ВНИИГИС был разработан электрический сканер диаметром 73 мм с расширенными функциональными возможностями – АЭСБ-73. Прибор АЭСБ-73 позволяет на более высоком уровне решать задачи сканирования электрических свойств изучаемого геологического разреза. Прибор АЭСБ-73 представляет собой модификацию пятиэлектродного бокового каротажа. Решаемые задачи: оценка азимутальных неоднородностей геологических формаций; определение наклона пересеченных скважиной пластов; выделение и определение ориентации трещин в коллекторах; контроль технического состояния обсадных колонн. Центральный электрод состоит из 16 азимутальных сегментов, благодаря чему производится раздельная регистрация 16 кривых удельного электрического сопротивления. Отсутствие в конструкции традиционной косы обеспечивает удовлетворительную проходимость прибора в горизонтальных и наклонно-направленных скважинах, а наличие в составе сканера разноглубинных зондов и модуля инклинометрии позволяют выделять зоны проникновения фильтрата бурового раствора и пространственно увязывать неоднородности разреза, включая определение направления распространения зон трещиноватости. Интересен и перспективен также опыт использования данного сканера в качестве дефектоскопа колонн и локатора перфорационных (в том числе сверленных) отверстий. Глубинность зондирования в радиальном направлении зависит от соотношения п /c, и в открытом стволе составляет с косой 1-1.5 м, без косы – 0.5-1 м. Вертикальная разрешенность – 15 мм. Диапазон измерений сопротивлений 0,1-10000 Омм. На рис. 1 приведены результаты проведения сканирующего бокового каротажа (АЭСБ-73) по модельной скважине № Э-2 ОАО НПП «ВНИИГИС». Цель модельных работ: проверка разрешающей способности аппаратуры АЭСБ-73 при выделении различных видов 173 неоднородностей, в том числе вертикальных, наклонных трещин и локальных неоднородностей. Конструкция модели. Скважина обсажена стальной колонной диаметром 305 мм до забоя (51 м), заполнена пресной водой. В скважину опущена колонна из пяти стеклопластиковых труб общей длиной 15 м. Размеры каждой стеклопластиковой трубы составляют: наружный диаметр – 175 мм внутренний диаметр – 150 мм длина – 3000 мм с резьбой на концах по 100 мм. Высота соединительных стеклопластиковых муфт составляет 200 мм. Трубы имеют искусственно выполненные дефекты, имитирующие электрические неоднородности (табл. 1). Таблица 1 №№ трубы от Отличительные особенности устья скв. 1 Труба без дефектов. Труба с отверстиями – 28 рядов по 6 отверстий диаметром 5 мм, расположенных в шахматном порядке относительно соседних рядов. 2 Две вертикальные сквозные щели длиной 1 м и шириной 6 мм. Две наклонные сквозные щели длиной 20 см и шириной 6 мм под углом около 45 градусов. Труба с отверстиями – 28 рядов по 6 отверстий 3 диаметром 5 мм, расположенных в шахматном порядке относительно соседних рядов. Труба с отверстиями – 15 рядов по 6 отверстий 4 диаметром 2 мм, расположенных в шахматном порядке относительно соседних рядов. 5 Труба без дефектов. 174 Результаты модельных исследований. Рис.1. Результаты проведения сканирующего бокового каротажа (АЭСБ- 73) по модельной скважине № Э-2 ОАО НПП «ВНИИГИС» На рис.1 представлены: 1 – Диаграммы фокусированных токов IАo1-IАo16 , на которых все неоднородности, имитируемые дефектами стеклопластиковых труб, фиксируются расхождениями токов отдельных измерительных электродов. Интервалы с трещинами (щели – труба №2) характеризуются резким увеличением проводимости на фоне 175 которого локальные неоднородности (отверстия) выделяются слабо дифференцируемыми экстремумами. Аналогичные локальные неоднородности (труба №3) на фоне общей низкой проводимости характеризуются повышенной дифференциацией экстремумов. 2 – Конструкция модели. 3 - Развертка фокусированных токов IАo1-IАo16 с модуляцией величины тока в цветной и в монохромной шкале. Хорошо выделяются области искусственных дефектов в виде вертикальных и наклонных щелей (труба №2), а также области с различными проводимостями, соответствующие областям рядов отверстий различного диаметра (труба №2 и №3 – диаметр отверстий 5 мм, труба №4 – диаметр отверстий 2 мм). 4 – Развертка дифференциала токов по азимуту dI(A), позволяющая контрастно выделить азимутальные неоднородности объекта. Хорошо выделяются не только щели, но и отдельные отверстия. Вертикальная темная область на трубе №3 с отличающейся контрастностью объясняется загрязненностью отверстий. По этой же причине выделяются не все отверстия трубы №4. Контрастность проводимости щелей на трубе №2 намного превышает контрастность проводимости отверстий, из-за чего отверстия трубы №2 на данной развертке не видны. 5 – Развертка дифференциала токов по азимуту dI(A) с фильтрацией по вертикальному геометрическому фактору позволяет выделить неоднородности в виде отверстий на трубе №2. 6 – Трехмерное представление развертки дифференциала токов по азимуту dI(A). Конструкция модели не позволяет выполнять инклинометрические измерения, поэтому определялись только углы падения щелей без их азимутальной ориентации. В табл. 2 приведено сопоставление фактических углов щелей модели и определяемых по данным БКС углов падения электрических неоднородностей, обусловленных наклонными щелями. Таблица 2 № щели от устья скважины 1 3 Угол в модели, (град) 47 42 176 Угол по данным БКС, (град) 45 41 Выводы Аппаратура АЭСБ-73 позволяет определить вертикальные и наклонные трещины и отдельные локальные неоднородности размером 2 мм и менее. Как показывают приведенные в настоящей работе результаты, сканирующий БК имеет широкие перспективы применения для решения геолого-технических задач в нефтегазовых скважинах. 177 УДК 550.823:622.243.24 ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ МАТЕРИАЛОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Л.Е. Кнеллер, Я. С. Гайфуллин, А.П. Потапов (ОАО НПП «ВНИИГИС», г. Октябрьский, Башкортостан, Россия) Одной из перспективных технологий бурения и эксплуатации скважин является строительство и эксплуатация горизонтальных скважин (ГС), боковых горизонтальных стволов (БГС). При этом, как правило, увеличивается дебит ГС по сравнению с вертикальными скважинами, увеличивается площадь дренирования, появляется возможность вести эксплуатацию при меньших депрессиях давления. К настоящему времени, в мире, а также в России пробурено значительное количество таких скважин. Но часто они не оправдывают своё назначение: дебит меньше ожидаемого, наблюдается быстрое обводнение продукции и т.п. Анализ бурения ГС показывает, что одной из основных причин низкой эффективности использования, так называемых «горизонтальных технологий», является отсутствие или недостаточное использование соответствующего информационного обеспечения: - не в полной мере изучены вопросы, связанные с влиянием геологических, петрофизических и техногенных факторов на продуктивность в условиях бурения, освоения и эксплуатации ГС; не всегда имеется достаточная изученность участков (залежей), намеченных для бурения ГС; - не всегда обеспечивается оптимальная проводка, заканчивание, освоение и эксплуатация ГС; недостаточно привлекается геолого-геофизическая, петрофизическая и другая информация на всех этапах строительства и освоения ГС проектировании, бурении и эксплуатации; - необходимо использовать соответствующее программнометодическое обеспечение для интерпретации данных геофизических исследований в ГС (ГИ ГС), учитывающее особенности ГС, аппаратуру и комплекс геофизических исследований. 178 Геофизические методы исследования ГС являются основным источником информации, необходимой для бурения и эксплуатации ГС. Процесс получения геофизической информации в ГС и интерпретации охватывает несколько стадий - геонавигацию, окончательный каротаж, измерения в процессе освоения и эксплуатации объекта (профили притока, продуктивности отдельных участков горизонтального ствола, его технического состояния) [1]. В данной работе рассматриваются вопросы, касающиеся только второй фазы. В России применяется несколько технологических средств доставки: «жёсткий кабель», технология «Горизонталь», АМК «Горизонт», АМАК «Обь» и др. На сегодняшний день проблема доставки скважинных приборов на забой ГС решается более успешно, чем решение геологических задач на основе получаемой информации. Говоря о специфике интерпретации материалов ГИ ГС, можно выделить ряд особенностей: - Используемые зонды и комплексы геофизических исследований для ГС отличаются от вертикальных скважин. Имеются существенные различия в моделях околоскважинного пространства для ГС. Геофизические исследования в ГС охватывают достаточно ограниченный интервал глубин по вертикали. В этих условиях, в технологии интерпретации возрастает роль априорной информации. - Особое расположение траектории ГС в толще пород требует реального положения траектории и профиля геологического разреза вблизи ГС при проведении интерпретации. С учётом особенностей интерпретации данных ГИ ГС нами разработано и апробировано соответствующее программнометодическое обеспечение. Кроме оценки геологических параметров пород, пересекаемых траекторией ГС, оно позволяет также сделать определенные выводы об ожидаемой промысловой эффективности ГС по результатам интерпретации. Естественным критерием для этого является прогноз потенциальных дебитов на основе использования моделей притока к ГС. Как и для обычных скважин, интерпретация данных ГИ ГС условно разделена на два взаимосвязанных этапа. Первый этап геофизическая интерпретация, связан с оценкой и корректировкой 179 ряда физических свойств, определяемых по комплексам проводимых измерений в ГС (например, для АМК «Горизонт» - оценка водородосодержания пород по РК, αпс по ПС, двойного разностного параметра ГК, УЭС пластов и т.д.). Геологическая интерпретация данных ГИС горизонтальных скважин позволяет реализовать: - реальное положение траектории ГС на профиле геологического разреза; - количественное определение геологических параметров ─ пористости, литологического состава, насыщения, проницаемости; - оценку промысловой эффективности горизонтальной скважины, т.е. прогноз ожидаемых дебитов, профилей притока. Имеющаяся геолого-геофизическая и другая информация может быть использована при математическом моделировании притока к ГС и прогнозе дебитов. Она включает измерения и результаты интерпретации, петрофизические исследования, полученные на различных этапах изучения месторождения и строительства ГС. Такой подход позволяет трансформировать исходные каротажные кривые для ГИ ГС в виде некоторых прогнозных кривых - профилей притока по траектории ГС, и рассчитать ожидаемый дебит всей скважины с учётом её реального положения. При решении задач электрических, электромагнитных методов для условий ГС необходимо обратить внимание на следующее. Основной особенностью горизонтальной скважины (ГС) является расположение ее оси параллельно или под небольшим углом относительно плоскости геологических напластований, т.е. в отличие от вертикальных скважин (ВС) может наблюдаться радиальная анизотропия петрофизических свойств горных пород [1]. Другим, наиболее существенным фактором, определяющим различие в моделировании измерений в ГС, является специфика строения зоны проникновения (ЗП) фильтрата промывочной жидкости (ПЖ) в пласт. Существенное влияние на показания методов оказывает наличие подстилающих и покрывающих пластов. Особенно сильно это влияние в тонких пластах и для глубинных методов (ЭК, ИК). Для оценки этого влияния разработаны методы моделирования измерений ЭК, ИК в пластах ограниченной толщины с учетом местоположения ствола скважины относительно границ пластов [2, 3]. 180 Важным моментом при разработке программно- методического обеспечения интерпретации данных ГИ ГС является использование гидродинамических моделей притока к ГС. Прогноз и моделирование притока к ГС актуальны на всех этапах строительства ГС, включая ее эксплуатацию. Так, например, в тонкослоистом разрезе, состоящем из маломощных пропластков, или близкой зоны ВНК необходим также прогноз оптимальных режимов эксплуатации, чтобы уменьшить вероятность быстрого обводнения при максимально возможном дебите ГС. Прогноз промысловой эффективности ГС по данным ГИ ГС предполагает знание пространственного положения скважины и модели притока к ГС. Математической основой моделирования эффективности ГС является описание фильтрации жидкости в сложно построенных, в общем случае, пористых средах [4]. Достоверность моделирования должна обеспечиваться использованием адекватных реальному геологическому разрезу математических моделей. Не останавливаясь на описании математического аппарата отметим, что численное моделирование притока позволяет оценить влияние всевозможных факторов, определяющих дебит ГС и учесть их при интерпретации данных ГИ ГС [5]. На рис.1а приведены примеры моделирования распределения притока к ГС вдоль всей ее длины, когда траектория скважины проходит внутри однородного пласта. Распределение притока по длине не является равномерным. Тем не менее, несмотря на более интенсивный приток на концах ГС, их вклад в суммарный дебит не является значительным, т.е. дебит ГС определяется всей ее длиной. С увеличением длины одиночной горизонтальной скважины происходит практически линейное увеличение дебита. Такая зависимость обусловлена работой скважины в стационарном режиме при условии постоянного забойного давления, без учёта потерь на трение при движении по горизонтальному стволу. На практике имеются более существенные факторы, обусловленные особенностями технологии разработки. К ним относятся эффекты экранирования (интерференции) скважин. За счет таких эффектов зависимость дебитов ГС от ее длины может отклоняться от зависимостей, полученных модельно для одиночной скважины. В связи с этим, особую важность приобретает теоретическое 181 обоснование технологических моделей для различных систем использования боковых стволов, методологии расчетов и проектирования строительства [6], а также учет в дальнейшем этих факторов при интерпретации данных ГИ ГС. Рис.1. Результаты моделирования притока к одиночной ГС в однородном и слоистом пластах: а – траектория ГС находится в однородном пласте; б – траектория ГС пересекает пропластки различной толщины и проницаемости 182 Технология интерпретации данных ГИ ГС предполагает использование следующей петрофизической и геологической информации: - петрофизические зависимости для оценки пористости, глинистости пород; - петрофизические зависимости для оценки насыщенности пород; - петрофизические зависимости для оценки абсолютной и фазовой проницаемости пород; - информацию об анизотропии проницаемости пород; - информацию об углах залегания пластов, на которые пробурена ГС; - информацию о толщинах пластов; - геофизическую информацию по соседним вертикальным скважинам; - информацию о данных эксплуатации (депрессии, дебиты). При интерпретации данных ГИ ГС используется достаточно простой и наглядный способ анализа и учета пространственного положения траектории ГС. Информация по ГС изображается в виде планшетов, где профиль траектории ГС представляется в виде такой же кривой, как и остальные данные ГИ ГС. В качестве глубины на таких планшетах фигурирует длина по стволу скважины (Н). Для полного пространственного анализа геофизических данных необходимо знать также поведение траектории ГС на горизонтальной плоскости. На сформированных планшетах для этой цели используется дополнительная колонка, где с помощью стрелок указывается направление траектории в горизонтальной плоскости. Таким образом, в формируемых планшетах с данными ГИ ГС подготавливается вся необходимая информация для оценки положения траектории ГС в пространстве. В настоящее время реализовано решение следующих задач по материалам геофизических исследований в ГС [7-10]: - оценка положения траектории ГС и уточнение геологического профиля вблизи ГС; анализ данных ГИ ГС и положения траектории ГС; - оценка геологических параметров пород, пересекаемых траекторией ГС; - прогноз абсолютных и фазовых проницаемостей пород, 183 прогноз удельных и суммарных дебитов по ГС на основе подбора гидродинамической модели; - подготовка таблицы заключения по скважине. Технология интерпретации осуществляется на основе функциональных блоков (модулей), которые по мере её усовершенствования могут дополняться. Работа с функциональными модулями реализуется через соответствующее меню. Программное обеспечение использовано для интерпретации данных ГИС по многим (сотни) горизонтальных и наклоннонаправленных скважин, бурящихся на различных месторождениях и отложениях. На рис.2 приведен пример прогноза потенциальных дебитов на основе геологической интерпретации материалов ГИ ГС. Дебит ГС складывается как суммарный дебит элементов всей ее длины. Вклад этих элементов в общий дебит может быть очень дифференцированным. Практический интерес представляет прогноз изменения притока по всей длине реальной ГС. Значения проницаемости пород рассчитываются в каждой точке траектории. Расчет кривой проницаемости по данным ГИ ГС осуществляется с использованием настроенной для этих отложений зависимости Коатса-Дюмануара. С учетом насыщенности пород рассчитываются фазовые проницаемости пород вдоль траектории ГС, а затем дифференциальные (ДВ и ДН) и интегральные дебиты (ДЕБВ и ДЕБН). Таким образом, предлагается технология интерпретации материалов ГИ ГС и программно-методическое обеспечение, основными особенностями которой являются: - Возможность определения истинных сопротивлений с учётом реальных конструкций зондов и геометрии среды для горизонтальных скважин. - Возможность уточнения геологического профиля на основе совместного рассмотрения ГИ ГС и данных инклинометрии. - Прогноз потенциальных дебитов ГС на основе решения уравнений гидродинамики для ГС. 184 Рис.2. Пример прогноза дебитов по результатам интерпретации данных ГИС (скв. 11ХХХ, пл Арланская) Список использованных источников: 1. Рапин В.А. Проблемы и пути решения задач промысловогеофизических исследований горизонтальных и круто наклонных скважин // Нефтяное хоз-во, 1994. -№8.-С. 11-16. 2. Потапов А.П. Определение удельного электрического сопротивления пластов по данным ВИКИЗ в условиях тонкослоистого разреза // Кнеллер Л.Е. / НТС «Каротажник» –Тверь: «Герс», 2000. Вып.52. – С. 62-67. 185 3. Потапов А.П. Решение прямой и обратной задач индукционного каротажа для сред с произвольным и дискретным распределением проводимости по глубине // Кнеллер Л.Е. / Геология и геофизика. АН СССР, Сиб.отд., Наука, 1990. -№5. – С. 122-129. 4. Азиз Х., Сеттари. Математическое моделирование пластовых систем. – М.: Недра, 1982. – 407 с. 5. Гайфуллин Я.С. К Оценке влияния особенностей геологического разреза на потенциальные дебиты горизонтальной скважины // Кнеллер Л.Е., Грезина О.А. / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -№8. 2000. 6. Муслимов Р.Х. и др. Системы разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами. /Материалы совещания “Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения». Альметьевск, сентябрь 1995. – М., ВНИИОЭНГ, 1996. – С. 254-278. 7. Кнеллер Л.Е. Опыт и перспективы интерпретации данных геофизических исследований горизонтальных скважин. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений / Гайфуллин Я.С., Потапов А.П., Леготин Л.Г., Султанов А.М. - №4. 1996. – С. 34-38. 8. Кнеллер Л.Е. Прогноз потенциальных дебитов горизонтальных скважин по данным ГИС. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений / Гайфуллин Я.С., Рахматуллин В.У., Антонов К.В. -№12. 1997. – С. 17-21. 9. Кнеллер Л.Е. Опыт и особенности интерпретации материалов геофизических исследований (ГИС) горизонтальных скважин. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений / Гайфуллин Я.С., Потапов А.П. - 1997. - №1. – С. 25-31. 10. Кнеллер Л.Е. Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях сложных коллекторов по данным ГИС / Рындин В.Н., Плохотников А.Н. –М., 1991, -65 с.: ил. (Развед. геофизика: /Обзор ВИЭМС, МГП «Геоинформмарк»). 186 УДК 550.832.554.07/.08 ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС С ПРИМЕНЕНИЕМ СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКИХ МОДИФИКАЦИЙ РАДИОАКТИВНОГО КАРОТАЖА Я.С. Гайфуллин, А.И. Лысенков, Р.А. Шайхутдинова (ОАО НПП “ВНИИГИС”, г. Октябрьский, Башкортостан, Россия) Совместное влияние всех геологических факторов на данные ГИС усложняет их интерпретацию. В этих условиях, для интерпретации промыслово – геофизических материалов требуется привлечение моделей пород достаточной детальности. Сложность и неоднозначность заключений требует использования разнообразного комплекса ГИС и петрофизических моделей, неоднократной переинтерпретации материалов с учетом априорной информации. Технологически, повышение достоверности интерпретации, во-первых, связывается с системным подходом, позволяющим достаточно обоснованно использовать расширенные комплексы ГИС и петрофизических моделей [1], во-вторых, с использованием современных методов исследования скважин. С применением спектрометрических модификаций радиоактивного каротажа [2] появляются качественно новые возможности при решении геологических задач. Кроме традиционных общеизвестных интегральных характеристик горных пород (естественная радиоактивность, водородосодержание), появляется информация по содержанию естественных радиоактивных элементов (U, Th, K), радиационно-активных породообразующих элементов ( Ca,Mg, Si, H, Cl, Fe и т.д.) и входящих в состав пластовых вод: хлор (Cl), водород (H) и кислород (О). В рамках петрофизической модели литологические и емкостные характеристики могут быть описаны через имеющиеся геофизические параметры. Неизбежная неопределенность при многообразии неизвестных параметров петрофизической модели может быть значительно уменьшена на основе идей адаптивной интерпретации [3]. Один из основных неизвестных параметров - текущая эффективная пористость, нормированная на максимальное значение 187 для данного коллектора, может рассматриваться как функция объемной гранулометрической глинистости, связанная через двойной разностный параметр уранового эквивалента тория и калия. С геологической точки зрения, использование при комплексной интерпретации данных ГИС по элементному составу - это новая ступень в распознавании особенностей строения, осадконакопления, геохимических условий осадкообразования и т.д. разрезов нефтегазовых скважин. Рис.1. Карбонатный разрез. 188 Рис.2 Терригенный разрез (скважина обсажена) Таким образом, имеющийся опыт показывает, что с привлечением спектрометрических модификаций РК, информативность которых в общем объеме ГИС может быть значительной, достаточно успешно могут решаться задачи литологического расчленения (построения объемной модели пород и состава глин), выделения коллекторов и оценки эффективной пористости, а так же насыщенности пород в необсаженных и обсаженных скважинах. На рис.1 и 2 приведены примеры 189 интерпретации комплексов ГИС с использованием данных СГК и СНГК для различных типов разрезов, в том числе в условиях обсаженной скважины. Список использованных источников: 1.Кнеллер Л.Е. Программное обеспечение и технология определения ФЕС по материалам ГИС на основе компьютерного петрофизического моделирования // Гайфуллин Я.С., Лысенков А. И. / НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 2006. Вып. 7- 8(148-149). С.278287. 2. Даниленко В.Н. Применение спектрометрии естественного гамма-излучения для решения прикладных задач. «Скважинные нефтяные технологии на рубеже веков» // Лысенков А.И., ЧугуновА.В. и др. - Уфа, ОАО НПП «ВНИИГИС», 2000, с. 111-138 3. Кожевников Д.А., Петрофизическое моделирование гранулярных коллекторов // Коваленко К.В. / НТВ «Каротажник». – Тверь: Изд. АИС, 2007. 190 УДК 550.832.52:622.279.5.001.42 ОПРОБОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ИДЕНТИФИКАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ КАВЕРН В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ ПО ДАННЫМ ЯДЕРНО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ Я.С. Гайфуллин, А.И. Лысенков, Р. А. Шайхутдинова (ОАО НПП «ВНИИГИС», г. Окстябрьский, Башкортостан, Россия) Эксплуатация скважин на газовых месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ) сопровождается разрушением и усадкой цемента, образованием каверн в продуктивных коллекторах. Эколого-экономическую актуальность приобрела проблема качества цементирования, мониторинга техногенных изменений в заколонном и межтрубном пространстве, обнаружение и устранение перетоков газа по полостям и трещинам в цементе, выявление каверн, образующихся из-за выноса песка из высокопористых коллекторов. Известные методы цементометрии имеют свои особенности применения. Акустическая цементометрия позволяет определять качество сцепления цемента с обсадной трубой, но не его распределение по объему. Плотностная гамма-гамма цементометрия со сканирующим лучом позволяет определять распределение цементной массы по периметру обсадной колонны в затрубном пространстве, но обладает малой глубинностью. Для условий газовых скважин существуют также другие предпосылки. Одна из них - идея оценки состояния цемента за колонной на основе сопоставления излучаемого и поглощаемого гамма-излучения, предложенная Кожевниковым Д.А. Она основана на анализе кривых фонового и мониторингового замера. В качестве таковых, использованы кривые ГК в открытом и обсаженном стволе скважины. Математическая модель, основанная на геометрических факторах колонны, цемента и породы, позволяет оценить размеры разрушенного (полости) и оставшегося цемента. В методе естественной радиоактивности (ГК, ГК-С) используется гаммаизлучение с высокими начальными энергиями, обладающее высокой проникающей способностью. Глубинность ГК более чем в 3 раза превышает глубинность ГГК. 191 В условиях ПХГ систему скважина-пласт можно рассматривать как последовательность цилиндрических зон — цилиндрических слоев, соответствующих заполнению скважины, обсадной колонне, цементу в затрубном (и межтрубном) пространстве между колонной и стенкой скважины. Возможны многоколонные конструкции. При фоновом замере содержание скважины – промывочная жидкость на глинистом растворе, скважина необсажена. При мониторинге скважина обсажена, заполнена газом. Если промежуточная зона нарушена появлением полостей, заполненных газом, то поглощение естественного гамма-излучения, приходящего из пласта, ослабевает в соответствии с массой цемента, устраненной из полостей. Из-за поглощения γ–излучения в колонне и цементе распределения амплитуд показаний ГК в обсаженных скважинах заметно смещены относительно распределений в необсаженных скважинах в сторону уменьшения показаний. Зная диаметр и конструкцию скважины, сравнивая показания ГМ фонового замера (до обсадки) и показания после обсадки, можно выявить и рассчитать усредненную по азимутальному углу (периметру колонны) толщину слоя цемента и размеры образовавшейся полости. Таким образом, из аналитической модели для мониторингового замера можно было бы получить зависимость для характера разрушенности цемента от ГКобсаж и Гкнеобсаж, т.е. непосредственно выразить её среднюю толщину в радиальном направлении и размер образовавшейся полости. Но, учитывая известную степень неопределенности параметров, входящих в геометрические факторы и метрологические параметры, требуется визуальная настройка математических моделей в процессе диалогового режима интерпретации. Иначе, из- за её неадекватности реальным данным и высокой чувствительности к изменениям значений кривых можно получить непредсказуемые результаты. На рис. 1 приведен планшет с примером интерпретации, поясняющий рекомендуемый подход оценки параметров промежуточной зоны по данным сопоставления гамма излучения из породы до и после обсадки скважины. Для этого с использованием геометрических факторов рассчитываются две теоретические кривые кажущегося мониторингового замера: а) ГКкол+газ и б) ГКкол+газ+цем. При расчетах используется фоновый замер, т.е. ГКнеобсаж в предположении: 192 а) излучение из пласта изменено влиянием только колонны и газа между прибором и колонной; б) излучение из пласта изменено влиянием всех факторов, т.е. газа, колонны, цемента. Рис. 1. Интерпретация по данным сопоставления гамма-излучения из породы до и после обсадки скважины 193 При правильно подобранных параметрах моделирования реальная мониторинговая кривая (ГКнеобсаж) должна располагаться в коридоре между этими кривыми. Её приближение к нижней кривой означает увеличение цемента, а верхней - наоборот, уменьшение цемента, т.е. образование полостей и каверн. Соответствующим варьированием параметров, входящих в формулу расчета, можно совместить реальную кривую гамма каротажа - ГКобсаж в коридоре между теоретическими кривыми, а затем определить толщину оставшегося цемента и размеров образовавшихся полостей и каверн. Для наглядности представления промежуточной зоны, полученные результаты оформляются в виде объемной модели затрубного пространства - зазора (доли полости и оставшегося цемента). На следующей колонке планшета информация о промежуточной зоне переведена в толщины оставшегося цемента и размера полости, т.е. в объемную модель пространства между обсадной трубой и стенкой скважины. На планшете это пространство между нулем и величиной разности радиуса скважины и радиуса колонны (на рисунке это обозначено как Нскв-колон.). В этом коридоре рисуется рассчитанная кривая средней толщины цемента Нс_по гк. Области коридора зарисовываются соответствующими цветами для газа и цемента. На последней колонке планшета отдельно приводится информация о средних размерах, образовавшихся в затрубном пространстве каверн - Нкав_гк. Другая принципиальная возможность оценки радиуса технологических каверн для газовых пластов связана с методом 2ИННК для серийной аппаратуры. С использованием программ быстрого пакета (Поле) Поляченко А.Л. и Поляченко Л.Б. была оценена степень и характер влияния размеров технологических каверн на пространственные и временные декременты ИННК. Дополнительные модельные исследования с аппаратурой СНГК были проведены также в метрологическом центре ОАО НПП ВНИИГИС. Это позволило разработать соответствующую технологию интерпретации скважинных материалов. При интерпретации реальных материалов ИННК были использованы также некоторые дополнительные кривые ГИС (БК, АК, ПС) для компенсирования влияния коллекторских и 194 литологических характеристик горной породы. На рис.2 приведен пример планшета с результатами оценки каверн по временным декрементам (Gm, Gb) и отношению интенсивностей на зондах (S2/S1). Здесь же приведены результаты оценки состояния цемента по двум ГК. Рис.2. Результаты оценки каверн по временным декрементам (Gm, Gb) и отношению интенсивностей на зондах (S2/S1 ) 195 УДК 622.276.43.004.58 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ УПЛОТНЯЮЩИХ СКВАЖИН НА ЕФРЕМОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Р.Х. Ишбулатова (ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия) Объектом разработки Ефремовского месторождения являются залежи пластов БС10 и БС11, которые разрабатываются самостоятельной сеткой скважин с 1987 года. В 1995 г. начался второй этап бурения – уплотнение сетки скважин. Так как центральный ряд нагнетательных скважин делит залежи на два блока: западный и восточный, эффективность уплотняющего бурения рассматривалась по блокам. При вводе залежи пласта БС10 в разработку до 1995 года фонд добывающих скважин по западной части залежи составлял 30 скважин. Все они вступили в работу с обводнённостью 20-40 %, ввиду наличия подвижной воды в продуктивном коллекторе. К 1995 году среднесуточный дебит нефти по скважинам снизился от 35 до 25 т/сут, а среднесуточный дебит по жидкости возрос от 45 до 70 т/сут, обводненность продукции увеличилась от 20 до 55 %, накопленная добыча нефти - 2077 тыс.т. В 1995 году были введены 20 уплотняющих скважин. После уплотнения сетки фонд добывающих скважин увеличился до 45 и оставался в дальнейшем постоянным. К 2006 г. средний дебит жидкости уменьшился до 52 т/сут, соответственно уменьшился и средний дебит нефти до 9 т/сут. В этот период рост обводненности продукции продолжался как по скважинам первого этапа бурения, так и второго, но величина обводненности по уплотняющим скважинам была ниже на 10 %. Всего к 2006 г. накопленная добыча нефти по скважинам первого и второго этапов бурения составила 2867 и 1011 тыс. т соответственно. Часть уплотняющих скважин вскрыла заводненные коллекторы, однако были скважины, вскрывшие практически начальную нефтенасыщенную толщину. Уплотнение сетки по пласту БС 10 произошло и за счет перевода скважин с пласта БС11. Например, скважина 932 вступила в работу 1988 г., более десяти лет работала как нагнетательная на пласт БС11, перед переводом ее на пласт БС10 в 196 июле 2003 г. были выполнены исследования импульсным нейтронным каротажем (ИНК). По данным измерений ИНК верхняя часть пласта БС10 остается нефтенасыщенной, = 300 мкс. После перевода на пласт БС10 скважина начала работать с дебитом по нефти 23 т/сут, при обводненности продукции 70 %; данные интерпретации подтвердились результатами опробования. Данные по работе скважин на рассматриваемом участке показали, что отобранные уплотняющими скважинами 110 тыс.т нефти не могли быть отобраны добывающими скважинами первого этапа бурения. Таким образом, анализ геофизических и промысловых данных по скважинам, уплотняющим и пробуренным при вводе залежи в разработку, показал высокую эффективность бурения уплотняющих скважин. 197 УДК 550.832:622.276.1/.4 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГИС ПРИ АНАЛИЗЕ ПРОБНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТУРНЕЙСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ АРЛАНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Р.И. Газиев, И.Г. Шарафутдинов (ООО «НТЦ «Логас», г. Уфа, Башкортостан, Россия) На Арланском месторождении геофизические исследования действующих скважин осуществлялись для контроля эксплуатации продуктивных горизонтов пластов Т1, Т2 и Т3 отложений турнейского яруса. Задачей данной работы явился анализ разработки продуктивных пластов Т1, Т2 и Т3 отложений турнейского яруса Арланского нефтяного месторождения. Всего для анализа собран материал по 436 скважинам (2806 исследований), в том числе 25 скважин (1671 исследование) по определению пористости, 24 скважины (251 исследование) по определению профиля проницаемости, 387 скважин (884 исследования) по определению нефтенасыщенности продуктивных пластов. Коллекторские свойства пластов Т2 и Т3 по керну не изучены. Пористость, определенная по ГИС по двум залежам пласта Т2 Юсуповской площади, как средневзвешенная по толщине, составляет 12.7% и 13.3%, а пласта Т3-13.1% и 14.0%. Нефтенасыщенность известняков турнейского яруса Арланского месторождения по керну не определялась. Для каждой залежи нефтенасыщенность определена по ГИС по методу увеличения сопротивлений. Положение ВНК залежей принималось на основании комплексного изучения материалов ГИС, результатов опробования и эксплуатации, описания керна и грунтов. Для ВНК залежи: аста Т1 Арланского месторождения отмечается следующая закономерность: прослеживается постепенное понижение отметок ВНК залежей по площади месторождения с юго-востока на северо-запад. Так, самая высокая отметка ВНК -1156.2 м наблюдается в залежи 10 Юсуповской площади, а самая низкая -1209.8 м - в залежи 2 Николо - Березовской площади. Нефть турнейского яруса в пластовых условиях изучена по 11 глубинным пробам. Пробы из скв. 6976 Арланской, скв. 1869 Николо198 Березовской площадей, отобранные с потерей газа, были восстановлены. Из-за потерь газа в пробах из скв.6479, 6612 и 6613 Юсуповской площади при расчете средних значений по площади из результатов исследования этих проб был учтен один параметр разгазированной нефти. Основным недостатком для анализа состояния разработки Арланского месторождения по скважинным материалам является то, что исследования по площади осуществлялись бессистемно разными подрядчиками и в разные годы. 199 УДК 681.2:622.243.272.8 О ПРИМЕНЕНИИ ЦИФРОВОГО КОМПАСА В ПОВЕРОЧНЫХ ПРОЦЕДУРАХ ИНКЛИНОМЕТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ Д.Г. Миловзоров, Л.Р. Зигангиров (Уфимский государственный авиационный технический университет, г. Уфа, Башкортостан, Россия) Повышение эффективности наклонно-направленного и горизонтального бурения нефтяных и газовых скважин в целом зависит от оптимизации технологических процессов, обеспечивающих проводку скважин с максимальной скоростью в заданный «круг допуска» или в продуктивный пласт. При этом, наряду с контролем таких параметров как осевая нагрузка на долото, частота вращения породоразрушающего инструмента, гидродинамическое давление и др., первостепенное и наиважнейшее значение имеет контроль комплекса параметров искривления скважин, обеспечивающий проходку по требуемой траектории в соответствии с проектным профилем. Данную задачу решают с помощью инклинометрических систем (ИС), позволяющих измерять азимут, зенитный и визирные углы. Точность контроля параметров пространственной ориентации ИС определяется на этапах промышленного выпуска, калибровки и плановых поверочных процедур. Следует отметить тот факт, что на точность существующих поверочных процедур ИС влияют вносимые при смещении шкалы азимута квазидинамические погрешности, обусловленные флуктуациями вектора напряженности геомагнитного поля за время проводимых измерений. Поэтому отслеживание в реальном масштабе времени вариаций магнитного поля Земли (МПЗ) и оперативная коррекция соответствующей погрешности является важной задачей улучшения метрологических характеристик ИС. Для решения этой задачи был разработан цифровой магнитный компас (ЦМК) с феррозондовыми датчиками (ФД), предназначенный для использования в поверочных процедурах ИС. Применение ЦМК в лабораторных условиях позволяет не учитывать ряд эксплутационных требований, предъявляемых к геонавигационным приборам такого рода: 200 - влияние внешних возмущающих факторов (удары, вибрации, влажность и т.п.), кроме влияния дрейфа температуры; - учет поправок на девиацию. В предложенной структуре ЦМК феррозондовые датчики (ФД), ориентированные в корпусе прибора таким образом, чтобы оси их чувствительности образовывали ортогональный трехгранник OXHYHZH, представляют собой преобразователи магнитомодуляционного типа, предназначенные для измерения параметров слабых магнитных полей, а именно для измерения соответствующих проекций Tx, Ty, Tz вектора напряженности МПЗ. Сигналы, поступающие с ФД, обрабатываются блоками выделения информативного сигнала (для обеспечения максимальной чувствительности феррозондов) с последующей передачей информативного сигнала в микроконтроллер (МК). Непосредственная обработка и коррекция данных осуществляется в персональном компьютере под управлением соответствующего программного обеспечения. Предложенная структура ЦМК позволяет: 1) проводить измерения азимута в диапазоне 0 … 3600 с абсолютной погрешностью измерения не более + 0,50 и с дополнительной температурной погрешностью не более + 0,10; 2) отслеживать флуктуации, имеющие техногенное или естественное происхождение, вектора напряженности геомагнитного поля в режиме реального масштаба времени при проведении поверочных процедур ИС; 3)алгоритмически скомпенсировать, при использовании соответствующих математических моделей, влияние пространственного положения ЦМК, определяемое углами наклона и крена, на результат измерения азимута; 4) проводить алгоритмическую обработку данных на ПК с возможностью визуализации углов крена и наклона основания компаса, а также результатов измерений соответствующих проекций МПЗ. С этой целью был создан программный продукт с пользовательским интерфейсом для хранения, обработки и визуализации результатов измерений. Следует отметить, что заданная точность измерения азимута компасом возможна лишь при учете погрешностей и проведении 201 соответствующих коррекций, а именно: - алгоритмической коррекции инструментальных погрешностей в соответствии с обобщенными статическими математическими моделями ЦМК, содержащими аналитические выражения малых угловых параметров отклонения осей чувствительности феррозондов от осей прямоугольной системы координат, связанной с корпусом ЦМК; - алгоритмической коррекции погрешностей, обусловленных температурным дрейфом и дрейфом напряжения питания электронных блоков; - коррекции погрешностей, обусловленных нелинейностью статических характеристик феррозондовых магнитометрических каналов; - коррекции погрешностей выделения информативных параметров информационных сигналов и их аналого-цифрового преобразования; - коррекции погрешностей квантования при аналого-цифровом преобразовании. Таким образом, практическая ценность разработанного ЦМК состоит в том, что непосредственное применение этого устройства в поверочных процедурах инклинометрических приборов позволяет решить важную научно-техническую задачу повышения точности ИС. 202 УДК 622.276.5.05:621.38 СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ И МОНИТОРИНГА НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ Р.В. Искужин (Уфимский государственный авиационный технический университет, г. Уфа, Башкортостан, Россия) Данная работа посвящена разработке наземного модуля системы управления и мониторинга электроцентробежного насоса (СУиМ ЭЦН). При разработке структурной схемы была учтена необходимость решения данной системой трех задач: – управление потоком нефти, т.е. обеспечение требуемого дебита и уровня подачи; – управление параметрами электроцентробежного насоса (ЭЦН); – мониторинг процесса добычи. Система включает две части: – скважинную, где расположены объекты управления (поток нефти и ЭЦН), датчики параметров объектов управления. – наземную, где расположены системы управления потоком и ЭЦН, система мониторинга процесса добычи. Для реализации системы использованы три микроконтроллера AVR фирмы Atmel семейства Mega. Это позволило уменьшить требования к микроконтроллерам и обеспечить большую устойчивость к сбоям. С помощью местного пульта оператор может наблюдать информацию, поступающую от МК мониторинга, а также изменять установки в МК управления потоком. Современные преобразователи частоты позволяют создавать системы управления (СУ) без дополнительных аппаратных средств, так как имеют встроенные программные функции, позволяющие реализовать узел сравнения и ПИД - регулятор. Для реализации системы требуется только внешний датчик давления. Однако поставленная задача управления асинхронным двигателем может быть решена с использованием нечеткой логики (fuzzy). Функции принадлежности входных и выходных сигналов, 203 правила принятия решений формируются на основе знаний эксперта (опытного специалиста) о ходе технологического процесса. На основе предложенных в работе направлений повышения эффективности работы системы управления и мониторинга обеспечивается решение следующих задач: – повышение скорости обработки информации на основе использования микроконтроллеров AVR семейства Mega фирмы Atmel; – повышение точности управления при применении нечеткой логики; – повышение надежности и гибкости программирования, так как применяется система, состоящая из 3 взаимосвязанных микроконтроллеров. 204 УДК 550.832:681.3.06 ОЦЕНКА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ НА ОСНОВЕ НЕЙРОСЕТЕВОЙ РЕГУЛЯРИЗАЦИИ И.Ф. Нугаев (Уфимский государственный авиационный технический университет, г. Уфа, Башкортостан, Россия) Особенностью измерения геофизических и инклинометрических параметров в процессе бурения (MWD, LWD системы) является наличие искажений и шумов измерений, вызываемых интенсивными ударно-вибрационными нагрузками, которые испытывают глубинные измерительные преобразователи. В связи с этим, проблема оценки измерений геофизических параметров является одной из наиболее актуальных. Применяемые на практике подходы к решению данной проблемы, как правило, связаны с усреднением многократных замеров, производимых в отдельных точках траектории скважины. Однако данный способ часто оказывается неэффективным вследствие ограниченности числа точечных замеров и высокого уровня дисперсии полученных данных. В докладе рассматривается способ оценки геофизических параметров, основанный на принципе сглаживания измеренных данных. Принцип обеспечивает фильтрацию ошибок измерений на основе анализа результатов измерений, произведенных последовательно по длине траектории скважины. Задача сглаживания по отдельному параметру x имеет следующую постановку: дан ряд измерений xизм(li), содержащих в себе информацию как о самом параметре x(li), так и искажения и шумы ε(ti), вносимые при измерениях; требуется на основе известной последовательности xизм(li) реконструировать закон изменения измеряемого параметра x(l) в форме непрерывной сглаживающей модели xсглаж..(l). Одной из основных трудностей данной задачи является неоднозначность решения, вызванная наличием в исходных данных неопределенной составляющей ε(t), что относит ее к классу некорректных. Эффективным подходом к преодолению данной проблемы является принцип регуляризации, заключающийся в учете некоторых априорных предположений о характере искомого 205 решения. Сглаживающая модель при этом формируется путем оптимизации критерия, представляющего собой взвешенную сумму двух критериев: J =JП + JР(xсглаж.(t)), где JП – критерий правдоподобия (среднеквадратическая ошибка); JР(xсглаж.(l)) – регуляризирующий функционал, характеризующий степень отклонения модели от априорной гипотезы (например гладкость); – параметр регуляризации, определяющий степень значимости составляющих JП и JР критерия. В докладе обсуждается предлагаемый подход к построению сглаживающей модели в форме радиально-базисной нейронной сети (RBF-сети), основанный на многоуровневой регуляризации с применением предложенного векторного критерия сглаживания. Рассмотрен пример реализации RBF-сети, обеспечивающей эффективное сглаживание геофизических данных. 206 УДК 622.023.23 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СОСТОЯНИЯ СТВОЛА ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Е.А. Усачев, Т.В. Грошева (ТО «СургутНИПИнефть», г. Сургут, Россия) В настоящее время наиболее прогрессивной и экономически рентабельной технологией, обеспечивающей высокую эффективность разработки месторождений, является технология разработки нефтегазовых залежей системами скважин с горизонтальным окончанием ствола — горизонтальных (ГС), разветвленно-горизонтальных (РГС) и многозабойных (МГС). Однако строительство таких скважин связано с рядом проблем, одной из которых является потеря устойчивости ствола скважины, особенно при бурении на депрессии. Несмотря на очевидные достоинства метода бурения на депрессии, данный метод связан с рядом осложнений, обусловленных изменением напряжений, механических свойств, деформации и прочности горных пород. При приложении отрицательного давления в системе скважина-пласт вокруг ствола скважины наблюдается рост касательных напряжений, приводящий к нарушению его целостности, что, в конечном итоге, приводит к осложнениям, связанным с прихватами инструмента или к потере ствола. Таким образом, основная задача прогнозирования состояния ствола скважины сводится к определению величины допустимой репрессии при бурении конкретных пород продуктивного пласта. Одним из методов прогнозирования состояния ствола скважины и допустимой величины депрессии является определение прочностных и деформационных свойств горных пород на соответствующем экспериментальном оборудовании, с последующим проведением необходимых математических расчётов. Рассмотрим напряжения, возникающие при бурении горизонтальной скважины. Как было отмечено [1], в горизонтальной скважине при наличии анизотропии, напряжения существенно меняются по контуру скважины и зависят от упругих характеристик породы. На рис. 1 схематично показано сечение горизонтальной 207 необсаженной скважины и действующие на стенках скважины радиальное r и кольцевое напряжения в двух точках М и N. σr σв σθ σr Рис. 1. Напряжения, действующие на стенку необсаженной горизонтальной скважины Радиальные напряжения r во всех точках по контуру скважины одинаковы и равны давлению жидкости в скважине. Кольцевые же напряжения будут меняться от точки к точке. На рис. 2 показано распределение кольцевых напряжений вокруг горизонтальной скважины в трансверсально-изотропной среде; ось скважины параллельна плоскости изотропии. При расчетах допускается, что модуль упругости породы в вертикальном направлении в 1,5 раза меньше модуля упругости в горизонтальном направлении. В качестве единицы на рис. 2 принята разность между величиной горного давления на данной глубине и значением давления жидкости в скважине. Изображенная на рис. 2 окружность представляет собой кольцевые напряжения , которые бы действовали в окрестности горизонтальной скважины, если бы пласт был изотропным. Из рис. 2 видно, что максимальные кольцевые напряжения действуют в точках М и N. Поэтому максимальные касательные напряжения, действующие в окрестности скважины и равные (-r)/2, также будут наибольшими в этих точках. 208 Рис. 2. Распределение кольцевых напряжений вокруг горизонтальной скважины в трансверсально-изотропной среде, ось скважины параллельна плоскости изотропии Поскольку разрушение породы происходит за счет действия касательных напряжений, напряжённые состояния необходимо моделировать в точках М и N, как в наиболее опасных, с точки зрения разрушения ствола скважины. Основное отличие при испытаниях образцов для точек М и N состоит в том, что в точке N напряжения действуют перпендикулярно плоскости напластования, а в точке М — параллельно ей. Соответственно, решение задачи сводится к определению модулей параллельно и перпендикулярно напластованию. При уменьшении давления жидкости в скважине радиальные напряжения r В точках М и N, равные давлению жидкости, будут также уменьшаться, а кольцевые напряжения будут расти, поскольку они пропорциональны разности между величиной горного давления и значением давления жидкости в скважине. Лабораторные испытания образцов проводятся с помощью универсальной испытательной машины SHIMATZU, однако стандартная измерительная система определения деформаций не позволяет с достаточной точностью определять деформационные характеристики. Для этой цели совместно с ООО «ПерфоЛинк» была разработана и изготовлена измерительная система, позволяющая определять деформации образца в продольном и поперечном направлении с точностью до 1 мкм. Отличительной особенностью данной системы является то, что при замере деформации 209 измерительные элементы не разрушаются, и могут быть использованы многократно. Для считывания информации и удобства её обработки разработан пакет программного обеспечения, позволяющий в реальном времени регистрировать изменение деформаций в зависимости от нагрузки и рассчитывать необходимые модули упругости испытуемой породы. Метод определения устойчивости ствола скважины, основанный на изучении прочностных и деформационных характеристик образцов породы при одноосном нагружении, подробно описан в [2] и является достаточно точным для определения величины депрессии при бурении горизонтальной скважины. Таким образом, предложенный методический подход позволяет прогнозировать состояния ствола горизонтальной скважины при бурении. Список использованных источников: 1. Карев В. Исследование и прогнозирование устойчивости стволов горизонтальных скважин баженовских отложений, бурящихся на депрессии / Карев В. И., Коваленко Ю. Ф., Кулинич Ю., Негомедзянов В., Харламов К. Н., Нуряев А. // Технологии ТЭК. – 2004. - № 10. 2. Харламов К.Н. О необходимости учета прочностных характеристик горных пород при определении оптимального пространственного положения скважины / Коваленко Ю.Ф., Карев В.И., Усачев Е.А. // Бурение и нефть. – 2008. - № 10. – С. 18 – 21. 210 УДК 622.243.272.8 ЗАБОЙНАЯ СКВАЖИННАЯ СИСТЕМА РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ «ГЕОПЛАСТ-35ИГ» Ю.П. Жиляев, С.М. Яковлев, Г.В. Миловзоров, А.М. Шапошников (Уфимский государственный авиационный технический университет, г. Уфа, Башкортостан, Россия) Предприятием «Телекоммуникации ГА» в период с 2004 по 2008 год разработаны и серийно выпускаются зонд-инклинометр "Геопласт-35" и зонд гамма-каротажа "Геопласт-35 Гамма" в комплекте с наземным оборудованием (интерфейсный блок, барьерный блок защиты, дисплей бурильщика, тестер пульсатора). Дальнейшим развитием системы является создание в настоящее время унифицированного скважинного прибора, совмещающего функции инклинометра и гамма-счетчика, с рабочим названием "Геопласт-35/38ИГ". Прибор выполняет следующие функции: - измерение сигналов гравитационных и магнитных датчиков; - вычисление значений зенитного угла, азимута и угла установки отклонителя (УУО) с погрешностью + 0,20, + 1,50, и + 2,80 соответственно при работе на забое; - измерение уровня фонового гамма-излучения в диапазоне 0,5…1200 мкР/час с погрешностью +0,5 мкР/час; - измерение температуры зонда, скорости вращения вала электрогенератора; - вычисление модулей векторов гравитации и магнитного поля Земли, магнитного УУО; - формирование скважинным прибором пакетов данных инклинометрии и гамма-излучения, передача их по каналу связи наземному оборудованию; - прием данных наземным оборудованием, декодирование, вывод данных на монитор персонального компьютера (ПК) и на монитор бурильщика в реальном масштабе времени, ведение и архивирование журналов бурения на жестком диске ПК. Важной отличительной особенностью "Геопласт-35/38ИГ" является унифицированность конструкции, позволяющая работать в режиме передачи данных как по гидроканалу, так и по 211 электромагнитному каналу, как с трехфазным, так и с однофазным электрогенератором питающего напряжения. "Геопласт-35/38ИГ" включает в себя следующие функциональные компоненты: 1. Скважинный прибор – "Геопласт 35/38ИГ", работающий совместно со штатным электрогенератором (пульсатором); 2. Наземное оборудование – комплект датчиков давления для гидроканала, барьерный блок для искрозащиты, интерфейсный блок, монитор бурильщика, терминал технолога на базе ПК. Прибор имеет два вида исполнения: в негерметичном кожухе диаметром 35 мм под компоновку телеметрической забойной системы типа PCDWD и в герметичном корпусе (Pressure Case Directional) диаметром 38 мм. Анализ результатов испытаний прибора показывает, что по эксплуатационным характеристикам, точности определения параметров и надежности он превосходит большинство отечественных приборов, а по ряду параметров и такие зарубежные аналоги, как DEP/NGP. 212 УДК 622.243.23.001 ВЫБОР ПОЛОЖЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ С УЧЕТОМ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ (НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТА DII ТУЙМАЗИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ) Т.В. Токарева (ООО «ПТУС «Башнефть», Уфа, Башкортостан, Россия) Одной из основных проблем поздней стадии разработки месторождений нефти является выявление мест сосредоточения остаточных извлекаемых запасов нефти (ОИЗ). Знание распределения ОИЗ – ключевая задача, решение которой обеспечивает рациональную доразработку. Туймазинское нефтяное месторождение находится на поздней стадии разработки. Залежь нефти пласта DII в терригенном девоне является второй по величине запасов: доля геологических запасов составляет 18,2% от начальных запасов месторождения. Проектный коэффициент нефтеотдачи 0,511. Актуальным является вовлечение в разработку ОИЗ, невыработанных скважинами, вышедшими в число неэксплуатационных по техническим и другим причинам: выполнению проектного назначения, нерентабельности и обводненности. Отключение скважин пласта DII также обусловлено возвратом к объекту DI с хорошей продуктивной характеристикой, что приводило к преждевременному прекращению эксплуатации мало- и среднедебитных скважин с последующим их возвратом на вышележащий горизонт. С этой точки зрения представляется перспективным бурение боковых стволов из старых скважин с использованием герметичной части их эксплуатационных колонн. Бурение боковых стволов по пласту DII началось в 1998 году. На 01.01.2009 г. перебывало в эксплуатации по пласту DII 49 боковых стволов. Накопленная добыча нефти из боковых стволов на 01.01.2009 г. составила 226,6 тыс. т, или 4,6 тыс. т на 1 побывавшую в эксплуатации скважину, жидкости 2847,2 тыс. т, при накопленном ВНФ 11,6 т/т. С помощью 42-х боковых стволов в 2008 году было добыто 17, 888 тыс. т нефти, что составляет 50,3% от годовой добычи по пласту. 213 Важным вопросом является выбор положения боковых стволов. Проведение анализа разработки, выбор положения забоя бокового ствола и другие мероприятия с нефтяным объектом невозможны без знания его геологической особенности. Геологическая неоднородность – одна из важнейших характеристик породколлекторов. Аналитическое выражение комплексного показателя неоднородности имеет следующий вид: K íåîä WmWêí M (hýô ) M (hïð ) , где Wm, Wkн – коэффициенты вариации, соответственно, пористости и нефтенсыщенности; M(hэф), M(hпр) – математическое ожидание, соответственно, нефтенасыщенной толщины и толщины пропластков. Параметры, входящие в комплексный показатель коэффициента неоднородности, рассчитывают по формулам математической статистики. В показателе неоднородности числитель характеризует изменчивость емкостной характеристики пласта-коллектора, а знаменатель – изменчивость пласта, определяемую прерывистостью, расчлененностью и выклиниванием, а также уменьшением толщины на участках – обширными водонефтяными зонами (ВНЗ) [1]. По 280-ти скважинам, побывавшим в эксплуатации и работающим на DII, автором были подсчитаны коэффициенты неоднородности и построена схематическая карта изменения Кнеод по пласту DII. Также были подсчитаны: Кнеод южной нефтяной зоны пласта DII, который равен 0,51; Кнеод северной зоны (ВНЗ) равный 1,32; Кнеод в целом по пласту составил 0,91. Как правило, геологическая неоднородность ВНЗ значительно выше геологической неоднородности чисто нефтяных зон, а разбурены они значительно более редкой сеткой скважин [3]. Это подтверждается и на пласте DII, который имеет обширную ВНЗ, разбуренную редкой сеткой скважин. Для оптимизации выбора положения бокового ствола предлагается учитывать геологическую неоднородность пласта. Для примера рассмотрим участок, который с точки зрения геологической неоднородности представляет интерес (рис.1). 214 Рис.1. Участок схематической карты изменения Кнеод по скважинам пласта DII Рис.2. Участок карты изобар по состоянию на 01.01.2009 г. по пласту DII Условные обозначения к рис.1, 2: - скважина пьезометрическая; - нефтяная, действующая ШГН; - нефтяная, ликвидированная после эксплуатации; нагнетательная в ожидании ликвидации; ―5― - изолиния Кнеод; ―160― - изобара; — - — - внешний контур нефтеносности; — -- — - внутренний контур нефтеносности; - нагнетательная, ликвидированная после эксплуатации. В ореоле максимального Кнеод имеется остаточная нефть, поэтому предлагается пробурить боковой ствол из скважины 970, пробуренной в ВНЗ. Направление бурения рекомендуется задать в сторону скважины 824. По схематической карте изменения Кнеод по скважинам пласта DII видно, что этот участок имеет высокий Кнеод > 15, что свидетельствует о наличии застойной зоны нефти в этом районе (рис. 1). Накопленная добыча нефти по скважине 970 составляет 48,3 тыс. т, с мая 1994 года она находится в пьезометрическом фонде. Долгое простаивание скважины способствует подтягиванию и накоплению остаточной нефти. 215 Скважина 824 находится в фонде ожидающих ликвидацию с мая 1990 года, накопленная закачка составляет 3263,4 тыс.т. Скважина находится в зоне с высоким Кнеод и закачиваемая жидкость не распространялась равномерно по пласту, а упиралась в стенку геологической неоднородности. Возможно, в этом районе пласт не промыт. Прекращение закачки в течение долгого времени свидетельствует об отсутствие фильтрации жидкости в этом районе (рис. 2). По структурной карте пласта DII скважина 970 находится на западном пологом крыле (рис. 3, 4). Рис.3. Участок структурной карты кровли пласта DIIвх Рис.4. Участок структурной карты кровли пласта DIIосн Условные обозначения к рис. 3., 4.: ―1480― - изогипсы кровли пласта; - линия выклинивания коллекторов. — - — - внешний контур нефтеносности; — -- — - внутренний контур нефтеносности. Боковой ствол предлагается бурить с отходом от старого забоя на 300м. Рядом с зоной выклинивания коллектора верхняя алевролитовая пачка пласта DII осталась не дренируемой, поэтому там возможно скопление остаточной нефти, а также это возможно в кровельной части основной пачки. Отсутствие верхней пачки пласта при вскрытии поможет уточнить зону выклинивания коллектора. Таким образом, для достижения максимальной успешности в выборе положения бокового ствола предлагается использовать комплексный коэффициент геологической неоднородности по скважинам и карты геологической неоднородности, которые 216 позволяют количественно оценить степень геологической неоднородности по различным участкам залежей и выделить районы, где предполагается наличие остаточных запасов. Список использованных источников: 1. Каналин В.Г. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология / С.Б. Вагин, М.А. Токарев, Г.А. Ланчаков, А.И. Пономарев. – М.: «Недра», 2006. 2. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. 3. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. – М.: «Недра», 1990. 4. Токарев М.А. Оценка и использование характеристик геологической неоднородности продуктивного пласта / УНИ, учебное пособие, 1983. 217 УДК 550.8.072 ПРИМЕНЕНИЕ АППАРАТА НЕЧЕТКИХ МОДЕЛЕЙ ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ Р.Д. Ахметсафин, А.В. Ахметова (ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия) Начиная с 1965 г., теория нечетких множеств нашла применение в широком разнообразии дисциплин. В основном нечеткие модели применяются к системам, неподдающимся обычному моделированию, что может быть обусловлено рядом причин: недостатком точных формализованных знаний, нелинейным характером поведения, высокой степенью неопределенности, сложностью формализованной модели (например, неявная зависимость вход – выход) и большим временем моделирования. Нечеткие модели могут быть представлены как логические модели, которые используют конструкцию "if - else" для установки качественных отношений между переменными. Нечеткие множества выступают как гладкий интерфейс между качественными параметрами, включенными в правила и числовыми данными входа и выхода модели. Правила, как основной инструмент нечетких моделей, позволяют использовать информацию, выраженную в форме инструкций естественного языка и, следовательно, делают модели прозрачными к интерпретации и анализу. На вычислительном уровне, нечеткие модели могут быть расценены как гибкие математические структуры, подобные нейронным сетям, которые могут аппроксимировать большой класс сложных нелинейных систем с желаемой степенью точности, или как параметрическая аппроксимация множества функций многих переменных. Новейшие методы в этой области сосредоточились на развитии методов формирования или модификации нечетких моделей по числовым данным. Предлагается новый подход при интерпретации данных ГИС, основанный на представлении нечеткой модели. Наиболее эффективным применением представляется предсказание петрофизических параметров породы по доступным данным ГИС. Для идентификации структуры и параметров нечеткой модели, 218 предлагается алгоритм образования скоплений (кластеров) объединить с методом последовательных приближений параметров. Одним из возможных применений рассматриваемого подхода является «калибровка» по керну комплекса приборов по исследованию открытого ствола. Оценка петрофизических параметров - одна из основных задач ГИС. Анализ каротажной диаграммы был и остается наиболее популярной методикой интерпретации геологического строения и оценки параметров породы в нефтяных и газовых коллекторах, начиная с первой регистрации скважины в 1927 году. Каротажная диаграмма отображает электрические, радиоактивные, акустические и другие физические свойства, которые могут быть коррелированны, чтобы с увязкой по глубине дать заключение о таких пластовых параметрах как пористость, водонасыщенность и тип горной породы. Анализ керна позволяет осуществлять прямые измерения многих петрофизических параметров. Отбирать керн в каждой скважине на большом нефтяном месторождении достаточно дорого. Чтобы избежать этих расходов, обычно отбирают керн в важных разведочных скважинах, особенно в возможных производительных зонах, и экстраполируют информацию к другим скважинам или строят петрофизическую модель площади. Для построения петрофизической модели, позволяющей связать прямые и косвенные измерения, как правило, применяют регрессионный анализ по методу наименьших квадратов (МНК). МНК - алгоритм оптимизации, позволяющий определить «лучшую» тенденцию, которая могла бы использоваться как функция приспособления или привязки ГИС. Сложность геологического строения увеличивает разброс данных так, что может и не быть явной тенденции группировки точек в тренд. Эта проблема была частично решена декомпозицией коллектора, регионально или вертикально, на меньшие элементы, соответствующие разным фациям; также вычислением функции сглаживания для каждого элемента. Несмотря на эти ограничения, подход МНК все еще очень популярен, так как обеспечивает эффективный способ вычисления среднего значения параметра, оценки ошибки и входит в состав многих коммерческих пакетов программ. 219 Моделирование по методу нечеткого подхода имеет заметное преимущество: не требуется никаких предварительных физических или экспериментальных данных о сложности строения коллектора, необходимых для построения удовлетворительной и точной модели по измеряемым данным. Построенные нечеткие модели могут быть использованы на соседних скважинах того же месторождения. Например, возможно прогнозирование таких петрофизических параметров, как остаточная водонасыщенность, капиллярное давление и относительная проницаемость. Но еще более интересным и перспективным является применение аппарата нечеткой логики в качестве альтернативы привычным для геофизиков кросс-плотам. 220 УДК 622.276.5(124):622.276.2.38 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ БОКОВОГО СТВОЛА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОЛИЧЕСТВЕННЫХ ЗНАЧЕНИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ Т.В. Токарева (ООО «ПТУС «Башнефть», г. Уфа, Башкортостан, Россия. Основной целью бурения боковых стволов на поздней стадии разработки месторождений нефти является полная выработка остаточных запасов и увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН). Бурение бокового ствола – это единственный способ воздействия на межскважинное пространство. Прочие мероприятия по интенсификации притока (обработка призабойной зоны, снижение забойного давления) влияют только на призабойную зону пласта. Первоочередной задачей при выборе положения бокового ствола является выделение района, где предполагается наличие остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ). Знание распределения ОИЗ – ключевая задача, решение которой обеспечивает рациональную доразработку месторождений. Туймазинское нефтяное месторождение находится на поздней стадии разработки. Залежь нефти пласта DII в терригенном девоне является второй по величине запасов: доля геологических запасов составляет 18,2% от начальных запасов месторождения. Бурение боковых стволов по пласту DII началось в 1998 году. На 01.01.2009г. пробурено 58 боковых стволов, 49 из них перебывали в эксплуатации. Накопленная добыча нефти из боковых стволов на 01.01.2009г. составила 226 564 т, что составляет 0,4% от накопленной добычи по пласту. С помощью боковых стволов в 2008 году было добыто 17 888 т нефти, что составило 50,3% от годовой добычи по пласту. Проведение анализа разработки, выбор положения забоя бокового ствола, выбор методов повышения нефтеотдачи и другие мероприятия с нефтяным объектом невозможны без анализа его геологической неоднородности. Геологическая неоднородность – одна из важнейших характеристик пород-коллекторов [3]. 221 По 280 скважинам, перебывавшим в эксплуатации и работающим на пласт DII Туймазинского нефтяного месторождения, автором были рассчитаны комплексные показатели неоднородности Кнеод и построена схематическая карта изменения Кнеод по пласту DII (рис. 1). Рис.1. Схематическая карта изменения Кнеод по скважинам пласта DII Туймазинского месторождения Условные обозначения к рис.1: - внешний контур нефтеносности; - внутренний контур нефтеносности; - Кнеод < 5; - Кнеод = 5 – 10; - Кнеод = 10 – 15; - Кнеод > 15. Зоны пласта с большими значениями Кнеод обладают худшими коллекторскими и фильтрационными свойствами. В процессе разработки именно в таких участках формируются застойные зоны. Как правило, геологическая неоднородность водонефтяных зон (ВНЗ) значительно выше геологической неоднородности чисто нефтяных зон (НЗ), а разбурены они значительно более редкой сеткой скважин [1]. Это подтверждается и на схематической карте (рис. 1.): обширная ВНЗ пласта DII является более неоднородной. Прогноз продуктивности пласта определяется статистической зависимостью, учитывающей комплексный показатель геологической 222 неоднородности, Кнеод. На рис.2. приведены зависимости продуктивности Кпрод и удельной продуктивности К'прод для пласта т т DII, оцениваемые соответственно в и . сут * МПа сут * МПа * м 6 5 Кпрод, К'прод 4 3 2 1 0 0 2 4 6 8 К неод 10 12 14 16 Условные обозначения: продуктивность, Кпрод; удельная продуктивность, К'прод Рис. 2. Зависимость коэффициентов продуктивности Кпрод от удельной продуктивности К'прод от коэффициента неоднородности Кнеод пласта DII Туймазинского месторождения Для получения этих зависимостей для каждого бокового ствола и каждой новой скважины, пробуренных за последние 10 лет на пласт DII, в течение первого полугода работы были определены коэффициенты продуктивности Кпрод и коэффициенты удельной продуктивности К'прод. Так же были рассчитаны комплексные коэффициенты геологической неоднородности Кнеод. Данные по продуктивности группировались по скважинам с одинаковой геологической неоднородностью. После аппроксимации были получены зависимости Кпрод=f(Кнеод) и К'прод=f(Кнеод). Графики зависимостей Кпрод и К'прод незначительно отличаются друг от друга, так как в скважинах перфорируется и эксплуатируется кровельная часть пласта. 223 Совместный анализ и использование зависимостей Кпрод, К'прод от Кнеод и карт геологической неоднородности позволяют прогнозировать положение бокового ствола следующим образом: 1) по картам геологической неоднородности оценить количественно степень геологической неоднородности в различных участках залежи и выделить зоны благоприятные для бурения боковых стволов. Зоны с высокими значениями Кнеод рекомендуется рассматривать при проектировании положений боковых стволов; 2) с помощью зависимостей определить значения удельной продуктивности пласта. При установлении нижней границы этих значений в расчет принимается минимально рентабельный дебит, который можно получить из планируемого бокового ствола. Список использованных источников: 1. Каналин В.Г., Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология / Вагин С.Б., Токарев М.А., Ланчаков Г.А., Пономарев А.И. – М.: Недра, 2006. 2. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. 3. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой.- М.: Недра, 1990. 4. Баймухаметов К.С. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения / Еникеев В.Р., Сыртланов А.Ш., Якупов Ф.М. - Уфа, 1993. 224 УДК 622.276.66.004.58 ОЦЕНКА ВЫСОТЫ ТРЕЩИНЫ В СКВАЖИНЕ ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП НА ОСНОВЕ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В.Н. Фёдоров, С.С. Клюкин, К.В. Белов, М.Г. Нестеренко (СургутНИПИнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», г. Сургут, Россия) Подход к решению наиболее актуальных задач при разработке залежей углеводородов, особенно на поздних этапах, подразумевает, в первую очередь, внедрение и применение современных методик в области мониторинга текущего состояния месторождений, а также оценки эффективности применяемых технологий с целью дальнейшего планирования работ по повышению добычи углеводородов. Опыт работ различных компаний показал, что в настоящее время отсутствуют эффективные оперативные средства определения параметров создаваемых при ГРП трещин и их ориентации в условиях месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» из-за высоких требований, предъявляемых к объектам проведения работ. В настоящее время высота образованной трещины оценивается по термометрии, проведённой геофизической партией до и после ГРП. Недостаток такого подхода состоит в возможности проведения исследований только при низком давлении в НКТ после ГРП, что требует глушения или длительного простоя скважины и приводит к перераспределению, «размазыванию» теплового поля в пласте. В результате, резко снижается точность определения высоты трещины, а полученные данные некорректно применять для оценки достоверности используемой модели расчета. Повысить информативность исследований можно, сократив время простоя скважины между ГРП и проведением замеров. Одним из вариантов этого является проведения замеров при высоких устьевых давлениях без специальной предварительной разрядки скважины: приборы, спускаются в скважину на проволоке через лубрикатор. При этом в качестве средства замера распределения температуры могут применяться глубинные манометры-термометры типа АМТ-08 (09) с местной регистрацией данных. 225 Анализ режимов работы некоторых скважин показывает, что эффективность ГРП в них линейно возрастает с увеличением массы проппанта, однако при этом возрастает и опасность осложнений изза неточностей определения расчетных параметров технологии ГРП. В связи с этим целесообразно выполнение выше указанных методов исследований при проведении массированных ГРП, что обеспечит более качественное определение параметров основного разрыва, а с другой стороны, повысит информативность термометрии, зависящей от объема закачанной в пласт жидкости. Предлагаемая технология исследований заключается в оперативном (в течение 1 часа после выполнения ГРП) проведении замеров давления и температуры глубинным манометромтермометром (с местной регистрацией данных), в интересующем нас интервале или по всему стволу скважины (при высоких устьевых давлениях без специальной предварительной разрядки скважины) посредством спуска в скважину прибора на проволоке через лубрикатор. Последующий сравнительный анализ данных термометрии до и после проведения ГРП позволяет определить высоту созданной и закреплённой трещины. 226 УДК 622.245.428 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН А.Р. Гилязов (Уфимское УБР, г. Уфа, Башкортостан, Россия) Качество цементирования эксплуатационных колонн, как известно, определяет надежность разобщения нефтеводоносных пластов, продолжительность безремонтной эксплуатации скважин при минимальном содержании воды в добываемой продукции. На надежность разобщения пластов, как составной части критерия качества заканчивания скважин, влияет множество показателей. В настоящее время нет общепринятых критериев количественной оценки надежности разобщения пластов при заканчивании скважин. В качественном отношении надежность разобщения пластов при заканчивании скважин можно характеризовать следующими основными показателями: - отсутствием перетоков воды в заколонном пространстве, оценкой по данным высокочувствительных скважинных термометров, отсутствием прорыва подошвенной и чуждой воды при освоении скважин; - характеристикой цементного кольца по данным геофизических исследований скважин (ГИС) перед вторичным вскрытием нефтеносного пласта перфорацией колонны. Геофизические исследования скважин, проводимые акустическими цементомерами и другими приборами, дают качественную картину состояния цементного кольца после схватывания цементного раствора. Основными показателями при этом являются: - характеристика сцепления цементного кольца с колонной («сплошное», «частичное», «сцепление отсутствует»), определяемая по данным прибора акустического контроля цементирования (АКЦ); - распределение плотности вещества за колонной по прибору СГДТ (селективного гамма-дефектомера-толщиномера), характеризующее степень заполнения цементным раствором заколонного пространства. Многие специалисты считают, что по этим показателям нельзя судить о надежности разобщения пластов. 227 Однако эти показатели, наряду с данными о наличии или отсутствии заколонных перетоков жидкости, на сегодня являются основными объективными характеристиками качества цементного кольца при сдаче скважин заказчику в эксплуатацию. Согласно известным исследованиям [1] по данным ГИС (АКЦ и др.) в 70-75% случаев характер сцепления цементного кольца с колонной соответствует характеру сцепления его со стенкой скважин, о чем можно судить по данным анализа промыслового материала. Важнейшими условиями надежности разобщения пластов являются создание монолитного бездефектного цементного кольца за эксплуатационной колонной и обеспечение прочной связи его со стенками скважины. Максимальное вытеснение бурового раствора цементным определяется гидравлическими условиями, а именно: турбулизацией потока цементного раствора при прохождении им интервалов разобщения пластов. Экспериментальные данные на моделях кольцевого канала показали, что при турбулентном режиме течения тампонажного раствора может быть вытеснено 90…95 % бурового раствора [2, 3]. Применение специальных буферных жидкостей (БЖ) способствует повышению степени вытеснения бурового раствора и удалению рыхлой (поверхностной) части фильтрационной корки на стенках скважин. Возможность турбулизации потока цементного (тампонажного) раствора зависит от скорости его течения и реологических свойств – предельного динамического напряжения сдвига (τо.тр) и пластической вязкости (η*). Величины этих параметров успешно могут регулироваться реагентами–пластификаторами. Чем меньше значения τо.тр и η* тем при меньших скоростях течения возникает турбулентный режим. Расчеты и практика показывают, что путем пластификации цементных растворов критическая скорость (начало турбулизации) восходящего потока раствора может быть уменьшена на 50–70%, что приводит к значительному уменьшению гидродимических давлений на забой. В свете обеспечения полноты вытеснения бурового раствора цементным трудно переоценить важность максимального центрирования колонны в стволе скважины. Так, по экспериментальным данным [4, 5] при смещении труб от центра (r ) 228 всего на 14%, расходе тампонажного раствора (Qтр) 2,7 л/с и статическом напряжении сдвига бурового раствора (θо.бр) 1,58 Па, коэффициент вытеснения бурового раствора (Кв) составил 0,92. При r =73% значение Кв составило 0,7, даже при большом расходе (Qтр= 23л/с), когда было практически турбулентное течение раствора и меньшее значение предела текучести бурового раствора (θо.бр= 0,48 Па). В случае эксцентричного расположения колонны на полноту вытеснения бурового (глинистого) раствора огромное влияние оказывают его реологические свойства, в первую очередь предельное динамическое напряжение сдвига τо.бр, вследствие влияния эффекта «защемления». Расчеты показывают, что при коэффициенте эксцентриситета колонны (Кэ) равном 0,5 для вытеснения «защемленного» 146мм колонной бурового раствора с τо.бр=150 дПа из заколонного пространства скважины диаметром 216 мм необходим расход тампонажного раствора 46–47 л/с, что практически нереализуемо. При τо.бр=50 дПа и Кэ=0,5 вытеснение бурового раствора из зоны «защемления» возможно при Qвтр =16 л/с, а в случае идеального центрирования колонн (Кэ=0) Qвтр =10 л/с [5], что легко обеспечить. Отсюда следует целесообразность обработки бурового раствора перед цементированием колонны для уменьшения величины τо.бр и Qвтр . Из рассмотрения 10 случаев цементировочных операций при креплении колонн диаметром 146 мм в скважинах диаметром 216 мм и глубиной 2500–2900 м, выполненных ООО «Уфимское УБР» на Кирско–Коттынском месторождении, расход тампонажного раствора при его продавливании в заколонное пространство составлял 13–22 л/с. Ни в одном случае цементирования турбулентный режим течения не мог быть достигнут без применения пластификаторов тампонажного раствора. Например, для наступления турбулентного режима течения цементного раствора с τо.тр=170 дПа и η*=0,03 Па·с расход его должен был бы составить 45–50 л/с. Удовлетворительное качество цементирования по косвенным показателям было, вероятно, получено за счет применения буферных жидкостей. В таблице приведены показатели качества цементирования нескольких эксплуатационных колонн диаметром 146 мм на 229 Алкинском месторождении в 2007 году, вычисленные по данным АКЦ в ООО «Уфимское УБР». Показатели получены с целью оценки эффективности применения некоторых химических реагентов. 349 350 6м3 (0,25% ПКД+0,5% Fin Fix) На 1 и 2 ст. - ФХЛС 0,2% - Монолит-К 3,5% р-р - 351 6м3 (2% р-р Nа2CO3) - ФХЛС 0,2% + Гидроцем 0,05%+0,3% ПЭГ ФХЛС 0,2% + Гидроцем 0,06% ФХЛС 0,2% - - 6м3 (0,2% НТФ) 356 - 13562359 27-1356 14622462 8-1462 21682468 14622168 14392330 цем.рр Примечание Тип тампонажного раствора Интервал измерения АКЦ, м Показатели качества цементирования эксплуатационных колонн на Алкинском месторождении по данным АКЦ (глубина спуска колонн -2349-2480м) Буферная Кс, % жидкость Ксс Кчс (БЖ) Реагенты для обработки тампонажных растворов Номер скважины Таблица 86,6 11,3 г.ц. р-р 0 цем. р26,1 р 13,0 г.ц. р-р цем. р62,37 р цем. р10,7 р цем. р- 16,3 р 18-1439 г.ц. р-р 0 89,5 69,4 69,1 36,13 83,6 73,9 Поглощение цем. р-ра 51,6 1327- цем. р- 66,5 33,5 2331 р 32-1327 г.ц. р-р 29,3 69,3 Примечания: ПКД – поверхностно-активное вещество; Fin Fix – загуститель БЖ; ФХЛС – феррохромлигносульфонат (пластификатор); Гидроцем, Монолит-К – понизители водоотдачи цементного раствора; 230 НТФ – нитрилотриэтилфосфоновая кислота (пластификатор, ПАВ); цем.р-р, г.ц. р-р – цементный и гельцементный растворы; Кс – коэффициент сцепления; Ксс и Кчс- коэффициенты «сплошного» и «частичного» сцепления (доля интервалов с характерным сцеплением по данным АКЦ). К сс Lcc , Lи где Lcc – длина интервалов со «сплошным» сцеплением цементного камня в колоннах в исследуемом интервале; Lu – длина исследуемого интервала. Аналогично для «частичного» сцепления К чс Lчc , Lи где Lчc – длина интервалов с «частичным» сцеплением цементного камня в колоннах в исследуемом интервале. Из анализа данных таблицы можно заключить: – применение комбинированной (с порцией загустителя) и пластификатора цементного раствора повышает качество цементирования (скв. 349 Ксс= 86,6%); – показатели Ксс без применения БЖ и пластификатора снижаются (скв.350 и 356); – по данным скв. 350 применение Монолита-К увеличивает значение Ксс, возможно за счет замедления загустевания и снижения водоотдачи, хотя по данным лабораторных исследований ООО «Башнефть-Геопроект» свойство Монолита-К повышать качества сцепления цементного камня с металлом не подтверждается. Проблема качественного цементирования эксплуатационных колонн- хвостовиков в боковых стволах (БС) стоит весьма остро в связи с малыми кольцевыми зазорами (в 2-3 раза меньшими, чем в обычных ННС) и большой кривизной стволов, осложняющими применение известных методов повышения надежности разобщения пластов, технологических разработок и технических средств). Благодаря применению комплекса мероприятий (улучшения центрирования колонн, повышения качества буровых растворов, пластификации цементных растворов, применению комбинированных БЖ с вязко-упругой составляющей) за 6 лет 231 строительства БС в ООО «НУБР», «Буркан» удалось повысить показатели Ксс с 30-50% до 80-85%. В ООО «Уфимское УБР» применение КБЖ разработки ИК «Башнипинефть» в 4-х скважинах при авторском сопровождении удалось достичь значения Ксс 96-82% (в среднем 93%). В 4-х скважинах в ООО «НУБР» расхаживание хвостовиков дало положительные результаты (Ксс=80-100%). Этот положительный опыт целесообразно использовать и в ООО «Уфимское УБР», особенно при большой кривизне БС и трудности центрирования хвостовика. Необходимо также применять центраторы с раздвижными элементами для принудительного центрирования колонн. Для облегчения спуска хвостовика и повышения качества цементирования колонн-хвостовиков необходимо разработать и применить забойные вибраторы, эффективность которых была установлена при цементировании колонн диаметром 146мм на месторождениях Башкортостана и Западной Сибири [5]. Анализ опыта крепления колонн в различных геологопромысловых условиях показал, что при толщине непроницаемой перемычки между водоносным и нефтяносным пластами 5 м и менее должна быть эффективной установка пакеров-отсекателей пластов ПОП-146 и СУП-146 (в случае кавернозности ствола в интервале разобщения) [5]. При строительстве скважин на участках залежей с пониженными давлениями пласта, а также наличии пластов склонных к гидроразрыву целесообразно возобновить применение технологии крепления 146 мм колонн без цементирования нефтеносной части пласта. Мероприятия для повышения надежности крепления: 1.Необходимо учитывать реологические и гидродинамические параметры цементного раствора, буферной жидкости и бурового раствора в комплексе (компьютерная обработка) при составлении плана крепления колонны, что зачастую не всегда берется на вооружение тампонажниками на местах. 2. Устанавливать центраторы исходя из расчетов, а не только из данных кавернометрии, для получения концентрично расположенной колонны, т.к. по данным исследований АНИ (Американский нефтяной институт) количество ремонтов скважин 232 снижается с 58 до 16% при правильном использовании центраторов и скребков (М.О. Ашрафьян. Технология разобщения пластов, стр.40). 3. При заинтересованности исполнителя работ по тампонажным работам в качестве строительства скважин необходимо использовать предложенные количественные критерии оценки качества, что также повысит эффективность работ. Основные выводы: 1. Выполнен анализ промысловых материалов и показаны актуальность учета при креплении колонн реологических и гидродинамических параметров цементного раствора, буферной жидкости и бурового раствора. 2. Предложен количественный критерий оценки качества строительства скважин в области крепления колонн путем расчета коэффициентов сцепления (Кс). 3. Подтверждено влияние значения эксцентриситета на качество крепления колонн и особенно в скважинах с малым зазором между стенкой скважины и колонной. Кэ 1 2 Dc d k Список использованных источников: 1. Рахимкулов Р.Ш. Особенности формирования цементного кольца при различных способах цементирования эксплуатационных колонн // Техника и технология бурения и заканчивания скважин: сб. науч. тр. / Башнипинефть.-Уфа, 2002.-Вып. 109.-С.61-71. 2. Howard G.C., Clark. J.B. Factors to be considered in obtaining proper cementing of casing //Oil and Gas Journal.-1998.-№11 3. Ашрафьян М.О. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин // Булатов А.И. Темат. научно-технич. обзор.- Сер.бурения.- М.:ВНИИОЭНГ,1969.-75с. 4. Хаут Р.К. Оптимизация процесса цементирования обсадной колонны // Крук Р.Дж. Нефть, газ и нефтегазохимия за рубежом.-1980.№11.-С.26-35. 5. Гилязов Р.М. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах на поздней стадии разработки месторождений // Рахимкулов Р.Ш., Гилязов А.Р..- Уфа: Башнефть-Геопроект, 2008.-440с. 233 УДК 622.276.53.004.14+622.276.66 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПОСЛЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА Д.П. Казаков (ТПДН «Ноябрьскнефть», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», г. Ноябрьск, Россия) В докладе освещены основные методы защиты УЭЦН в скважинах после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП). Осложненность таких скважин обусловлена большим выносом проппанта и песка, которые пагубно влияют на погружные электронасосы, значительно понижая их наработку на отказ. Изложена эффективная технология эксплуатации скважин после ГРП, которая включает в себя следующие основные этапы: 1. На заключительном этапе прокачивания расклинивающего агента при формировании проппантовой пачки осуществляется закачка определенного объема смолянистого проппанта (RCP) с целью сохранения сформированной трещины и ограничения выноса проппанта из призабойной зоны пласта [1]. 2. Освоение скважины после ГРП выполняется комплексом гибких НКТ (ГНКТ), что обеспечивает более быстрый (в сравнении с бригадой КРС) ввод скважины в работу, более качественную очистку ствола скважины от проппанта и побочных продуктов ГРП, отсутствие загрязнения трещины[4]. 3. Каждая установка при отработке скважин после ГРП оборудуется каркасно-проволочным фильтром – входным модулем в составе УЭЦН [6]. Данное приспособление позволяет защитить насос от наиболее крупных (более 200 мкм.) частиц проппанта и механических примесей. Особенно это относится к начальному периоду освоения, когда идет наиболее массовый вынос проппанта и продуктов разрушения пласта, а также в моменты повторных запусков, при которых также отмечается повышенный вынос механической фракции. 4. В эксплуатационных колоннах диаметром более 178мм в скважинах после ГРП используется компоновка «УЭЦН–кожухфильтр» из-за недостаточного охлаждения ПЭД и кабельного удлинителя. Скорость потока, который омывает электродвигатель, 234 является слишком малой для полноценного охлаждения электрической части насосов в колоннах большого диаметра. Данный кожух является универсальным средством, позволяющим решить эту проблему [2]. 5. Пробный запуск производится на частотном преобразователе (ЧП) на меньших частотах с обязательным контролем проб КВЧ. Постепенное увеличение частоты выполняется при пробе КВЧ не более 300 мг/л. Плавное создание депрессии позволяет избежать пиковых скачков по КВЧ и уберечь насос от заклинивания [7]. 6. После ГРП используется полнокомплектное оборудование (УЭЦН) в износостойком исполнении с двухопорной конструкцией рабочей ступени и дополнительными промежуточными подшипниками, что обеспечивает конструкционную надежность такого оборудования в износостойком исполнении до 1000 суток эксплуатации [5]. 7. Для всех скважин после ГРП применяется комплектация УЭЦН с термостойким удлинителем. Это удешевляет эксплуатацию данного узла и увеличивает наработку на отказ [2]. 8. Комплектация насосных установок для эксплуатации после ГРП, производится датчиками температуры и давления, что позволяет избежать перегрева оборудования, а датчик давления на приеме насоса позволяет отслеживать изменение параметров скважины во времени [2]. Как видно из рис.1, использование описанной выше технологии эксплуатации скважин на Вынгапуровском месторождении после ГРП позволило увеличить наработку на отказ за три года со 149 до 253 суток, т. е., более чем на сто суток при той же системе массированного ГРП и форсирования отборов [5]. 235 Рис.1. Динамика наработки на отказ УЭЦН, после внедрения технологии эксплуатации скважин после ГРП Список используемых источников: 1. Отчет по работе механизированного фонда скважин ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» за 2005 год. Ноябрьск. 2006. 56с. 2. Отчет по работе механизированного фонда скважин ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» за 2006 год. Ноябрьск, 2007.54с. 3. Технологический регламент по запуску и эксплуатации УЭЦН в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». Ноябрьск.2005. 84с. 4. Материалы третьей международной практической конференции «Механизированная добыча 2006». Москва. 2006.180с. 5. Отчет по работе механизированного фонда скважин ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» за 2007 год. Ноябрьск. 2008.56 с. 6. Патент RU 38832 U1 7 Е 21 В 43/08. Скважинный щелевой фильтр на УЭЦН./ Нагиев Али Тельман оглы., Жеребцов В.В., Шатский 236 Е.Г., Шатский Т.Е. и др. ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» № 2004105244/20; заявл. 24.02.2004; опубл. 10.07.2004 Бюлл. №19. 7. Дополнение к технологическому регламенту по запуску и эксплуатации УЭЦН в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». Ноябрьск. 2007.33с. 8. Отчет по работе механизированного фонда скважин в ОАО «Сибнефть – Ноябрьскнефтегаз» за 2004 год. Ноябрьск.2005. 36с. 237 УДК 550.832.53.07./08 ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ИМПУЛЬСНОГО-НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА В БАШКОРТОСТАНЕ Г.З. Валеев, А.М. Ахметшин (ОАО «Башнефтегеофизика», г. Уфа, Россия, Башкортостан), Н.А.Николаев (ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Россия, Башкортостан) В течение ряда лет ОАО «Башнефтегеофизика» для оценки характера насыщения продуктивных интервалов на месторождениях с высокой минерализацией пластовых вод применяет методы импульсного нейтронного каротажа. До 2007г. основной объём работ проводился c применением аппаратуры ИГН 3-36, разработанной и изготовленной в ОАО НПФ «Геофизика». В скважинном приборе ИГН 3-36 применяется нейтронная трубка штучного изготовления типа ТНТ-1415. По техническим характеристикам выход нейтронов этой трубки в составе скважинной аппаратуры незначительный и в начале эксплуатации составляет не более 1*108 нейтронов в секунду. К тому же, из-за малого диаметра скважинного прибора приходиться применять детекторы диаметром не более 16мм. Поэтому данные каротажа характеризуются низкой статистикой, что явно видно по существенной флюктуации интегральных кривых. При расчётах “времени жизни” тепловых нейтронов применяются осреднение исходных данных и многократная фильтрация кривых. В связи с этим, границы пластов на кривых “времени жизни” существенно сглажены. Импульсный нейтронный гамма-каротаж с применением аппаратуры ИГН-42, разработанной и изготовленной также в ОАО НПФ «Геофизика», стал применяться с мая 2007 года. В скважинном приборе применяется серийный излучатель нейтронов типа ИНГ (ВНИИА, г. Москва) с максимальным выходом около 3*108 нейтронов в секунду в начале эксплуатации. Уменьшена кратность фильтрации кривых “времени жизни” тепловых нейтронов. Дифференциации кривых “времени жизни” удовлетворительная. Способы выделения коллекторов и оценка характера насыщения пластов применяются 238 такие же, как и при интерпретации данных аппаратуры ИГН 3-36. Так как в приборе установлен более мощный генератор нейтронов, данные характеризуются улучшенной статистикой. Недостатком прибора ИГН-42 является то, что гамма-фон, состоящий из естественного излучения и излучения наведенной активности элементов конструкции прибора, невозможно вычесть из данных ИНГК. Конструкцией скважинного прибора предусмотрена возможность установки детекторов диаметром не более 16 мм. Например, применение детекторов той же длины, но вдвое большего диаметра привело бы к увеличению статистики в четыре раза. Внутренний диаметр корпуса скважинного прибора позволяет это сделать. За счёт этого можно было бы использовать излучатель в экономичном режиме, что позволило бы отработать с этим излучателем большее количество скважин. Применяется также аппаратура АИНК-43 (ВНИИА, г. Москва). В приборе реализован вариант импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК). ИННК обладает меньшей глубинностью по сравнению с вариантом ИНГК. К тому же, детекторы нейтронов менее эффективны по сравнению с детекторами гамма-квантов. Поэтому при проведении работ с аппаратурой АИНК-43 требуется высокий выход нейтронов и малая скорость каротажа. Даже в начальный период эксплуатации нейтронной трубки при частоте излучения нейтронов 20Гц требуется скорость каротажа не более 60 м/час. Прилагаемая к аппаратуре программа первичной обработки данных в варианте “уточнённый“ не работает при недостаточной статистике и не позволяет рассчитать “время жизни” тепловых нейтронов в пластах с высоким содержанием элементов с большим сечением захвата нейтронов. Программное обеспечение аппаратурно-методических комплексов ИНК состоит из программы регистрации и программы первичной обработки данных. Прилагаемые программы первичной обработки рассчитывают параметры временных спектров по, так называемому, однокомпонентному варианту. Для получения более точной информации требуется производить расчёт нейтронных параметров временных спектров по двухкомпонентному варианту, то есть производить разложение спектров на скважинную и пластовую составляющие. 239 Несмотря на указанные аппаратурно-методические недостатки, методы импульсного нейтронного каротажа находят широкое применение, так как наиболее эффективно позволяют оценивать характер насыщения пластов в скважинах, обсаженных металлическими трубами. 240
