авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 | 7 |   ...   | 11 |

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального ...»

-- [ Страница 5 ] --

УДК 622. СТЕНД ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ УСТЬЕВОГО УПЛОТНЕНИЯ ВИНТОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ С ПОВЕРХНОСТНЫМ ПРИВОДОМ Булгаков Р.Ф.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) В мировой практике для эксплуатации скважин с высоковязкой и абразивной нефтью успешно применяются установки винтовые погружные (УНВП). Эффективность их работы обеспечивается конструкцией, в которой в отличие от установок скважинных штанговых насосов (УСШН) отсутствуют клапаны и механизм возвратно-поступательного движения.

Основное преимущество винтовых насосов заключается в том, что они имеют широкий диапазон применения параметрам добываемой продукции (вязкости, содержанию механических примесей, газовому фактору), позволяющих их эксплуатировать в тех скважинах, где применение других насосов невозможно или нерационально. Винтовые насосы имеют высокий к.п.д. малые габариты и массу, поверхностный электрический привод мощностью 3 – 11 кВт.

По характеристике винтовые насосы имеют много преимуществ по сравнению со штанговыми насосами. Удобны в обслуживании и эксплуатации, имеющие возможность эксплуатации скважин с высоким содержанием (до 2,5 г/л) механических примесей и высоким газовым фактором (до 60%), с вязкостью до 10 000 сСm. Удобство (без дополнительных затрат) монтажа – устанавливается непосредственно на колонном патрубке. Регулирование подачи насоса производится изменением частоты вращения колонны штанг.

Ответственным узлом поверхностного оборудования УНВП является устьевое уплотнение. Этот узел должен обеспечить уплотнение между ведущей штангой и корпусом устьевого оборудования при давлении до МПа. Уплотнение должно работать при наличии механических примесей, содержании сероводорода, газа, пульсированной подачи жидкости, при различных вязкостях прокачиваемой жидкости и т.д. Также уплотнение должно работать относительно при больших скоростях, обладать большой теплопроводностью, прочностью и т.д.

Для выбора оптимальных параметров уплотнения устьевого оборудования УНВП на кафедре разработан и изготовлен стенд.

Конструкция данного стенда приводится на рисунке 1.

1 – нагружающее устройство;

2 - патрон;

3 – центрирующее устройство;

4 – ведущий шток;

5 - сальниковый узел;

6 –датчик моментомера;

7 – датчики температуры Рисунок 1 – Стенд для испытания устьевого уплотнения На стенде устьевое уплотнение моделировано в масштабе 1:1.

Нагружение уплотнения гидравлически, механически, кинематически и динамически осуществляется с учетом реальных условий. При исследовании работы уплотнения фиксируются следующие параметры:

частота вращения ведущей штанги;

момент трения штанги;

температура нагрева уплотнения в нескольких точках;

механическое осевое сжатие уплотнения, фиксирование параметров производится при различных режимах нагружения уплотнения.

На рисунке 2 приведена измерительная схема стенда.

1 – испытательный сальниковый узел;

2 – датчик давления;

3 – датчик температуры;

4 – контроллер;

5 –ЭВМ;

6 – моментомер;

7- нагнетательный насос;

8 – осевые нагружающие устройства Рисунок 2 – Измерительная схема стенда После проведения опытов результаты исследований подвергаются статистической обработке. Составляются необходимые зависимости. По ним определяются оптимальные размеры уплотнения и условия эксплуатации: h – высота уплотнения, D – наружный диаметр, d – внутренний диаметр, Pс – осевое сжатие и т.д.

УДК 622. ВЫБОР МАТЕРИАЛА ДЛЯ УСТЬЕВОГО УПЛОТНЕНИЯ ВИНТОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ С ПОВЕРХНОСТНЫМ ПРИВОДОМ Р.Ф. Булгаков (Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) В настоящее время широкое применение находят винтовые насосные установки, принципом работы которых является объемное вытеснение жидкостей. Отличительной особенностью их является простота и надежность конструкции, малая металлоемкость поверхностного оборудования, большой диапазон регулирования подачи насоса без замены установки, возможность применения в наклонно – направленных скважинах. Наличие сероводорода и других примесей не влияет на работоспособность винтовой насосной установки с поверхностным приводом. Для надежной эксплуатации УНВП необходимо создание работоспособной конструкции устьевого уплотнения.

Применяемым материалом для уплотнения скважинного оборудования являются различные марки маслостойкой резины, графито асбестовые набивки, а также полимерные материалы. В условиях сероводородной агрессии материал из резины имеет недостаточный ресурс. Специальные сальниковые набивки, изготовленные из современных синтетических материалов способны работать при температурах до 300-4000С и выдерживать большие давления. Но они нуждаются в дополнительном поджиме в результате износа и все сальники в той или иной степени нуждаются в охлаждении и смазке.

Известно, что износостойкость изделий из полиуретана превышает в 5-10 раз время работы аналогичных изделий из резины. Полиуретан с успехом заменяет резину различных марок благодаря кислостойкости, маслобензостойкости. Имеет высокие диэлектрические свойства, а также возможность работать при высоком давлении и в широком температурном диапазоне. Материал изготавливается без каких-либо вредных добавок и является экологически чистым, не имеет запаха, не выделяет вредных веществ в атмосферу при нагревании и горении. Совершенно не подвергается старению и гниению, не изменяет свои свойства с течением времени. Расчет сил трения на заданных геометрических параметрах дает существенное превосходство при использовании полиуретана перед другими различными материалами. Большое значение приобретает теплоотвод от материала уплотнения (охлаждении сальника). Винтовой насос часто опускается на большую глубину 500-3000 м и в начальный период его работы до выхода флюида на устье охлаждении происходит лишь за счет теплопроводности материала уплотнения. Возникают задачи определения градиента контактного давления как одного из основных факторов, влияющих на износ уплотнения, определение теплопроводности. Разработка новой, более работоспособной конструкции уплотнения. Сравнительные ресурсные испытания уплотнений серийной и вновь разработанной конструкции. Ниже приводятся показатели полиуретанов НИЦ ПУ-5 и Адипрен.

Таблица 1 - Физико-механические свойства полиуретана Наименование показателя НИЦ ПУ-5 Адипрен Твердость по Шору, усл.ед. от 50 до 90 Условная прочность при разрыве, МПа 37,5 28, Относительное удлинение при разрыве,% 370 Сопротивление раздиру, Н/м 80 Абразивный износ, мм 198 Температурный диапазон, С -60+140 -69+ Прочность связи с металлом, МПа, не менее 6 Токоизоляция при толщине 2 мм, кв/см2 В настоящее время в НГДУ «Туймазанефть» на скважине испытывается насосная установка с поверхностным приводом, устьевое уплотнение которого выполнено из полиуретана марки НИЦ ПУ-5.

Уплотнение работает свыше 5 месяцев при устьевом давлении до 4 МПа и оказалось более надежным и долговечным для винтовой насосной установки.

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УДК 622.276. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ ПО ДАННЫМ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН Ахметов Р.Т.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Известно, что наиболее тесная связь наблюдается между коэффициентом вытеснения и проницаемостью коллекторов. Данная корреляционная связь широко используется на практике специалистами нефтяниками.

На современном этапе развития промысловой геофизики по данным ГИС количественно определяются лишь коэффициенты пористости и остаточной водонасыщенности продуктивных пластов, а проблема независимого определения проницаемости даже наиболее простых межгранулярных коллекторов пока остается нерешенной.

Воспользуемся корреляционной связью между коэффициентом Кп проницаемости и отношением.

К во Кп Корреляционные связи Кпр = f для разных типов коллекторов К во различные и определяются степенью их гидрофильности. При этом наблюдается отчетливая связь проницаемости от средней толщины пленки связанной воды на поверхности поровых каналов.

Кп Зависимости Кпр = f можно получить как статистически, так и К во путем математического моделирования структуры пустотного пространства, поэтому можно утверждать, что они носят универсальный характер и для различных коллекторов отличаются лишь коэффициентами.

Отметим, что нами ранее были получены аналогичные зависимости для ряда месторождений Широтного Приобья, а также для карбонатных коллекторов среднего карбона Арланского месторождения. Все эти зависимости можно привести к общему виду:

Кпр=А(Кп/Кво)W.

Эта формула учитывает среднюю толщину пленки связанной воды, т.е степень гидрофильности (гидрофобности) коллектора, а также степень сцементированности коллектора.

Исходя из вышеизложенного, при построении корреляционных связей для коэффициента вытеснения нефти водой является вполне Кп естественным и логичным использование отношения вместо К во коэффициента проницаемости.

Результаты сопоставления коэффициента вытеснения с отношением Кп для тульского и бобриковского горизонтов Бурейкинского К во месторождения Республики Татарстан показали, что между указанными параметрами намечается явная корреляционная связь.

Однако, как следует из графика сопоставления, теснота связи недостаточно высокая. Это объясняется наличием в составе тульского и бобриковского горизонтов трех классов коллекторов, отличающихся степенью гидрофильности. Поэтому желательно рассматривать К К выт = f п зависимости для каждого класса коллекторов в К во отдельности.

Отметим, что наличие в составе бобриковского горизонта нескольких классов коллекторов, отличающихся степенью гидрофильности, точно так же резко снижает тесноту связи Квыт=f(Кпр) при Кп использовании проницаемости вместо отношения.

К во Таким образом, как и следовало ожидать, поверхностные явления на границе оказывают влияние на “порода-флюид” cущественное коэффициент вытеснения нефти. В связи с этим, рассмотрим более подробно проблему разделения коллекторов по степени гидрофильности (гидрофобности). Нами предлагается оценивать степень гидрофильности породы показателем смачиваемости М, изменяющимся от 1 для гидрофильных до 0 для гидрофобных пород.

В работе Сургучева, путем обработки данных смачиваемости, полученных в лабораторных условиях и результатов геофизических исследований показано, что между показателем смачиваемости М и произведением параметра пористости Рп на параметр насыщенности Рн имеется следующая статистическая связь:

LgМ=0,456(1gРпРн).

Данное уравнение позволяет, используя результаты геофизических исследований скважин, проводить приближенную оценку смачиваемости пород.

Напомним, что параметр пористости определяется пористостью, а параметр насыщения - остаточной водонасыщенностью породы.

В силу этого, естественно предположить наличие корреляционной связи между показателем смачиваемости и произведением поритости на коэффициент остаточной водонасыщенности КпхКво.

Данное произведение характеризует объемную остаточную водонасыщенность. Для гидрофобных коллекторов оно, очевидно, близко к нулю, а для полностью гидрофильных имеет максимальную величину.

Для гидрофильных коллекторов наблюдается тесная связь объемной остаточной водонасыщенности от пористости причем, с увеличением пористости Кп*Кво уменьшается. Очевидно, данная связь осуществляется через глинистость пустотного пространства, а при этом остаточная водонасыщенность возрастает.

Частично гидрофобные коллекторы обладают низкими значениями произведения Кп*Кво, не зависящими от пористости. Для гидрофобных коллекторов объемная остаточная водонасыщенность минимальна и также не зависит о пористости.

Таким образом, разделение коллекторов по степени гидрофильности возможно по величине объемной остаточной водонасыщенности.

Для коллекторов бобриковского горизонта нами получены следующие критерии разделения на классы по степени гидрофильности:

I класс-КпКво0,03 (гидрофильные коллекторы) II класс- КпКво=0,01-0,03 (частично гидрофобные коллекторы) III класс- КпКво0,01 (практически гидрофобные коллекторы) Отметим, что при высоких значениях пористости (Кп0,27) степень различия между коллекторами нивелируется.

На этом этапе предлагается следующая простая схема количественной оценки коэффициента вытеснения нефти водой по данным ГИС.

1 По данным геофизических исследований скважин определяются пористость и остаточная водонасыщенность (начальная) продуктивного пласта ил прослоя. При этом для определения пористости используются методы ПС или НГК (совместно с ГК), а остаточная водонасыщенность определяется по величине удельного электрического сопротивления пласта (прослоя).

2 По величине произведения Кп*Кво выясняется класс коллектора по степени гидрофильности. Отметим, что Кп*Кво может быть оценено непосредственно по удельному сопротивлению пласта.

Кп 3 По графикам зависимости Квыт от оценивается коэффициент К во вытеснения. При этом необходимо использовать графики, соответствующие данному классу коллектора.

Сопоставление значений коэффициентов вытеснения, полученных расчетным путем, с данными лабораторного моделирования для тульского и бобриковского горизонтов Бурейского месторождения показывает, что ошибка расчета коэффициента вытеснения, в основном, не превышает сотые доли и лишь в отдельных случаях достигает 0,1.

_ Извлечение нефти из карбонатных коллекторов / М.Л.Сургучев, В.И.Колганов, Гавура и др.- М.: Недра, 1987.-230 с.

УДК 622.276. АНАЛИЗ ХАРАКТЕРА ОТДАЧИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ИНТЕРВАЛОВ В ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА БОКОВЫХ СТВОЛОВ ПО ДАННЫМ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН Ахметов Р.Т.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Для анализа характера отдачи перспективных интервалов в боковых стволах нами были использованы заключения треста «Сургутнефтегеофизика» в основных стволах, заключения и результаты интерпретации данных электрических и электромагнитных методов по алгоритмам, разработанным во ВНИИГИСе для боковых стволов, а также результаты определения профиля притока и источника обводнения в боковых стволах Лянторского месторождения.

Анализ заключался в сопоставлении удельного электрического сопротивления (УЭС) работающих интервалов в боковых стволах со значениями УЭС соответствующих интервалов в основном стволе.

Отметим, что в основном стволе УЭС прослоев характеризует их начальную, а в боковом стволе - текущую водонасыщенность.

Рассматриваемое месторождение в настоящее время находится на завершающей стадии разработки в связи с этим получение при испытании боковых стволов чистой продукции является проблематичным.

Если основной ствол скважины пробурен в начале разработки, то имеем следующую, достаточно изученную картину: в зоне предельного нефтенасыщения получаем нефть, в водоносной зоне, очевидно, воду, а в зоне недонасыщения (переходная зона) в верхней части - нефть, в средней нефть с водой, а в нижней - воду.

При этом известно, что границы переходной зоны, соответствующие разным характерам притока, определяются следующими значениями водонасыщенности:

Кв* Кво+0,3(1-Кво) критическое значение водонасыщенности, соответствующее границе притока чистой нефти и нефти с водой.

Кв** Кво+0,65(1-Кво) критическое значение водонасыщенности, соответствующее границе получения притока нефти с водой и чистой воды. Данная граница определяется величиной остаточной нефтенасыщенности продуктивного пласта, поскольку Кв**= 1-Кно.

Распределение флюидов в пустотном пространстве переходной зоны следующее: самые мелкие поровые каналы заполнены остаточной водой, более крупные поровые каналы - свободной водой, а наиболее крупные поровые каналы - нефтью.

В предельно нефтенасыщенной зоне самые мелкие поровые каналы заполнены остаточной водой, а все остальные – нефтью.

В боковых стволах, пробуренных, как правило, после длительной эксплуатации путем поддержания пластового давления закачкой воды в пласт вышеописанная картина существенно меняется. Это связано с тем, что закачиваемая вода, очевидно, вытесняет нефть в первую очередь из наиболее крупных поровых каналов. При этом, с точки зрения характера получаемого притока, возможны несколько случаев.

1 Продуктивный пласт (или прослой) не затронут закачкой, не промыт закачиваемой водой. В таких прослоях характер притока в основном и боковом стволе должны совпадать.

2 Продуктивный пласт (прослой) частично промыт закачиваемой водой. В данном случае пласт даст смешанный приток, т.е. приток продукции с водой. Причем чем сильнее промывка пласта закачиваемой водой, тем больше воды в составе притока.

3 Продуктивный пласт (прослой) полностью промыт закачиваемой водой. В данном случае пустотное пространство будет заполнено:

остаточной водой (самые мелкие поровые каналы), остаточной нефтью (каналы среднего размера) и закачиваемой водой (все остальные поровые каналы).

В данном случае, хотя в пласте имеется нефть, но она остаточная, поэтому пласт будет работать чистой водой.

Следует полагать, что легче всего промывается переходная зона, поскольку в ней первоначально содержится меньше нефти.

Рассмотрим соотношения УЭС пласта в основном и боковом стволах в зависимости от степени промывки пласта закачиваемой водой.

При отсутствии промывки продуктивного пласта УЭС в основном и боковом стволах будут примерно одинаковы (некоторые различия могут быть связаны лишь с изменением коллекторских свойств пласта в основном и боковом стволе).

При частичной промывке пласта закачиваемой водой УЭС в боковом стволе при прочих одинаковых условиях должно снизиться по сравнению с УЭС основном стволе, причем чем больше степень промывки, тем сильнее будут отличаться удельные электрические сопротивления.

При всем этом характер притока в боковом стволе остается смешанным.

При полной промывке пласта УЭС должны быть минимальным. Его величина будет определяться коэффициентом водонасыщенности Кв**= 1-Кно.

Величина Кно зависит от коллекторских свойств пласта. При этом УЭС пласта примерно раза превышает УЭС полностью 2…2, водонасыщенного пласта.

УДК 622.276. ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА И СТРУКТУРА ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА СЛОЖНЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ Ахметов Р.Т.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) С позиции нефтепромысловой геологии и геофизики наибольший интерес представляют параметры пустотного пространства различных структурно-генетических типов карбонатных пород, определяющие ФЕС карбонатных коллекторов. Анализ показывает, что характер корреляционных связей между отдельными петрофизическими параметрами в первую очередь определяется структурой пустотного пространства и литогенетическим типом карбонатных пород.

Разделение карбонатных пород по структуре пустотного пространства, возможно, например, путем сопоставления коэффициентов проницаемости и пористости, определенных на образцах керна в лабораторных условиях.

Изучая зависимость абсолютной проницаемости карбонатных коллекторов от их пористости насыщения на керне, легко заметить, что, например, для пластов К1 и П3 Арланского месторождения (рисунок 1) облако точек легко распадается на 3 области, где связь Кпр. = (Кп) различна [1].

Основная масса точек лежит в области 1, которая соответствует коллекторам порового и порово-кавернового типа пористостью до 37% и проницаемость до 0,3 мкм2.

Область соответствует коллекторам с развитой системой микротрещин, характеризующихся более высокой проницаемостью при тех же значениях пористости насыщения. Пористость коллекторов данной группы не превышает 20%, а проницаемость в отдельных случаях достигает 0,8 мкм2.

Область соответствует пелитоморфным 3 (мелоподобным) карбонатам, имеющим низкую проницаемость (менее 20 мкм2) при сравнительно высокой пористости (13-37%).

На рисунке 1 темные кружочки соответствуют нефтенасыщенным, а светлые – водонасыщенным образцам керна. Кружочки, закрашенные наполовину, соответствуют частичному нефтенасыщению (все образцы отобраны из нефтенасыщенной части разреза).

Штрих-пунктирная линия является нижней границей нефтенасыщенных образцов, т.е. граничной линией является не Кп =0,001 мкм2, как это обычно принимается для карбонатных коллекторов, а некоторая функция Кпр.гр.= f (Кп.гр.). Таким образом, при наличии в разрезе карбонатных коллекторов с различной структурой пустотного пространства теряют свой смысл понятия фиксированных граничных значений пористости и проницаемости.

Рисунок Сопоставление абсолютной проницаемости с 1 пористостью (Арланское месторождение, средний карбон) Использование указанных понятий правочно лишь при наличии тесной корреляционной связи между коэффициентом проницаемости и пористости, т.е. в терригенных коллекторах, а также в карбонатных коллекторах при однотипной структуре пустотного пространства.

Подробнее остановимся на структуре пустотного пространства пород. Важной характеристикой порового пространства являются размеры пустотных каналов и их распределение.

Поровые каналы реальных карбонатных пород-коллекторов имеют сложную форму, поэтому трудно охарактеризовать в каждой точке порового пространства определенным геометрическим параметром.

Принято считать, что диаметр поры в любой точке порового пространства равен диаметру наибольшей сферы, которую можно вписать в данное пространство.

Поскольку на практике для определения структуры порового пространства чаще используются капиллярные свойства пород, то следует использовать понятие эквивалентности порового пространства исследуемой породы-коллектора некоторой специально выбранной трубчатой капиллярной модели. Под диаметром порового канала породы понимается в этом случае диаметр капилляра, эквивалентного по своим свойствам данному поровому каналу.

В соответствии с вышеизложенным, представим пустотное пространство горной породы системой трубчатых капилляров одинакового размера. В этом простейшем случае пустотное пространство характеризуется лишь двумя параметрами: эффективным радиусом капилляров (rэ) и их площадной густотой (Nf).

Для коэффициента проницаемости (Кпр) и параметра пористости (Рn) трубчатой модели получим следующие простые формулы:

К пр = rэ4 N F, Рn 1 = rэ2 N F.

Решение данной системы уравнений дает следующие выражения для эффективного радиуса и густоты капилляров.

rэ = 8К пр Рn, (1) NF = 2. (2) 8 К пр Рn Pn = м, то получим Если учесть, что Кп К пр rэ = 8 m.

К (3) n Поскольку чаще всего m 2, окончательно имеем К пр rэ 2,88. (4) Кn В учебнике по физике нефтяного пласта (Гиматудинов Ш.К.) для эффективного среднего радиуса капилляров дается неточная формула К пр, полученная из представления пористости как суммарного R = 2, К объема капилляров.

Однако суммарный объем фильтрационных капилляров всегда меньше пористости, поскольку эффективный размер капилляров меньше размеров пор, а ближе к размеру межпоровых канальцев. Ведь они и создают основное фильтрационное и электрическое сопротивление движению жидкости или прохождению электрического тока через пустотное пространство породы.

Сейчас представим себе породу, пронизанную капиллярами такого малого размера, движение нефти по которым при существующих перепадах давления практически невозможна. Однако, с увеличением густоты поровых каналов, будут возрастать пористость и воздухопроницаемость, хотя сама порода в целом на нефти остается неколлектором.

Отсюда следует, что граница “коллектор-неколлектор” должна определяться в первую очередь средним эффективным размером поровых каналов.

В системе координат Кпр – Кп в соответствии с формулой (4) можно провести систему линий, соответствующих различным эффективным радиусам поровых каналов. Например, линия, ограничивающая нефтенасыщенные образцы керна снизу на рисунке 1, проведена расчетным путем по формуле (4) и соответствует радиусу rэ = 1 мкм.

Использование среднего эффективного радиуса поровых каналов позволяет также классифицировать коллекторы по типу пустотного пространства (рисунок 2).

Как и следовало ожидать, породы-коллекторы каширо-подольского возраста Арланского месторождения в системе координат rэ – Кп с высокой достоверностью подразделяются на три основные класса:

1) доломиты высокоемкие, со вторичной пористостью (Кп 20%, rэ 1,8 мк);

2) известняки относительно низкопоровые, вероятно, микротрещиноватые (Кп 15%, rэ 2,4 мк);

3) известняки и сульфатизированные, пелитоморфные доломиты, слабопроницаемые (rэ = 1,0 1,6 мк).

Плотные, а также пелитоморфные известняки и доломиты, относящиеся к разряду неколлекторов, обладают эффективным радиусом фильтрационных каналов rэ 1 мк.

Микротрещиноватость вызывает упрощение структуры порового пространства и, как следствие, увеличение эффективного радиуса фильтрационных каналов. В результате происходит переход пород коллекторов из третьего класса во второй.

Рисунок 2 - Сопоставление эффективного радиуса фильтрационных каналов с пористостью (Арланское месторождение, средний карбон) Вторичная пористость также вызывает увеличение эффективного радиуса фильтрационных каналов. В результате происходит переход пород-коллекторов из третьего класса во второй. Вторичная пористость вызывает как увеличение пористости породы, так и увеличение эффективного радиуса каналов фильтрации. В результате происходит переход из третьего класса в первый.

Сульфатизация пустотного пространства вызывает уменьшение радиуса каналов фильтрации (межпоровых каналов) и в меньшей степени – пористости породы. В результате этого породы-коллекторы, например, первого класса переходят в третий, а при сильной сульфатизации – в разряд неколлекторов (см. рисунок 2).

Таким образом, эффективный радиус фильтрационных каналов является важной характеристикой породы на микроуровне, позволяющей провести наиболее достоверную границу между коллекторами и неколлекторами, а также разделить породы –коллекторы по типу пустотного пространства.

Для трубчатой капиллярной модели пустотного пространства породы-коллектора можно оценить коэффициент остаточной (связанной) воды насыщенности:

rэ2 (rэ ) 2 2 rэ 2 2 К во = = =, rэ2 rэ2 rэ rэ где - средняя толщина пленки, связанной на стенках поровых каналов.

Из этого соотношения получим выражение для эффективного радиуса фильтрационных каналов:

[ ] rэ = 1 + 1 К во.

К во В формуле (3) дано выражение эффективного радиуса через пористость и проницаемость.

Приравнивая правые части двух выражений для эффективного радиуса, получим:

[ ] 8 К пр = 1 + 1 К во или m К во К n [ ] m Кn К пр = 0,125 1 + 1 К во 2.

К во Данная формула для низких значений остаточной водонасыщенности переходит в формулу Котеса-Дюмануара [4] и по существу является его модификацией.

Анализ показывает, что наличие дополнительного сомножителя [1 + ] 1 К ВО резко повышает тесноту корреляционной связи между Кпр и отношение Кп/Кво в области средних и высоких значений коэффициента остаточной водонасыщенности.

Используя формулы (2) и (5), оценим площадную густоту поровых каналов:

(К n K во ) K n m K во 2 NF = = [ ] [ ].

8 K пр Рn 8 0,125 2 1 + 1 К 2 К m 2 1 + 1 К n во во Таким образом, густота поровых КпКво, т.е. характеризуется неэффективной пористостью коллектора Кп.нэф, поскольку:

К п.эф = К п (1 К во ) = К п. К п. К во = К п. К п.нэф.

Произведение КпКво является важной характеристикой пустотного пространства коллекторов, и в связи с этим возникает необходимость перестройки зависимостей Кво=f(Кп), полученных в лабораторных условиях в зависимости КпКво= f(Кп).

Анализ показывает, что для одних и тех же карбонатных отложений зависимости КпКво= f(Кп) остаются практически одинаковыми в пределах больших территорий. На рисунке 3 представлены указанные зависимости для среднего карбоната Арланского месторождения (кривая 1), подольского горизонта Вятской площади (кривая 2) и каширо-подольского горизонта Арланского месторождения (кривая 3). Как следует из рисунка, эти три кривые практически совпадают. Аналогичная картина наблюдается и для отложений турнейского яруса.

Рисунок 3 - Зависимость между неэффективной и общей пористостью для каширо-подольских отложений Аланского месторождения Рисунок 4 - Зависимость КпКво = f (Кп) для турнейских отложений Зависимость КпКво= f(Кп) для отложений среднего карбона в области неколлекторов линейно возрастает, далее достигает максимума и при дальнейшем увеличении пористости в области коллекторов монотонно уменьшается. Уменьшение КпКво в области средних и высоких значений коэффициента пористости связано с переходом известняков в доломиты и соответствующим увеличением вторичной (кавернозной) пористости.

Зависимость КпКво= f(Кп) для отложений турнейского яруса практически постоянная в широком диапазоне пористостей, что объясняется более однородной структурой пустотного пространства этих коллекторов.

Ахметов Р.Т., Масагутов Р.Х. Разделение карбонатных коллекторов каширо-подольского возраста по типу пористости и оценка их фильтрационных свойств по ГИС: Сборник научных трудов.-Уфа:

БашНИПИнефть.- 1998.-Вып. УДК 622. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ С ПОМОЩЬЮ ИТ-ТЕХНОЛОГИИ Ахметов Р.Т., Евстигнеев А.Г., Латыпов И.Ф.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском) В процессе поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений возникает острая необходимость оперативного определения коллекторских свойств пласта. Поэтому проблема развития экспресс-методов определения коллекторских свойств (пористость, проницаемость, удельная поверхность, распределение пор по размерам и т.д.) является важной и актуальной. В настоящее время исследование керна проводится, как известно, в лабораторных условиях, что связано со значительными затратами времени. Другим фактором, осложняющим получение прямой информации о пласте, является вообще отсутствие керна. Разбуривание породы часто ведется без её отбора.

Предлагаемая методика и программа позволяют произвести графический анализ любых образцов породы: керн, шлиф, шлам.

Сущность разработанного метода заключается в определении пористости и проницаемости породы, а также распределения пор по размерам путем компьютерного анализа высококачественного снимка. Этот метод в десятки раз уменьшает затраты времени на анализ образцов породы и обработку полученной информации.

Процесс анализа включает следующие операции:

1 Получение образца из экстрагированного керна или шлифа для лабораторного исследования (для керна это пришлифовка на алмазном кругу с зерном 5 микрон) с соблюдением ГОСТа 26450 85.

2 Помещение образца в лабораторную установку (рисунок 1).

3 Анализ графического изображения продукт (программный «Терра»).

4 Формирование отчета (программный продукт «Терра»).

Установка позволяет фиксировать и анализировать даже субкапиллярные поровые каналы керна и шлифа (рисунок 2). В качестве выходных параметров программа выдает количество пор на квадратный сантиметр (качество снимка), удельную поверхность, общую пористость, открытую пористость и проницаемость, вычисляемую по формуле Козени-Кармана [1].

1 – Цифровая камера, 2 – поляризационный микроскоп, 3 – образец, 4 – источник света, 5 – штатив, 6 – ПК с установленным продуктом “Терра v1.0”.

Рисунок 1 - Схема лабораторной установки Программа разработана на языке программирования Delphi 7.0 в соответствии с основными требованиями о разработке программного продукта для широкого круга пользователей.

Рисунок 2 - Увеличенный в 196 раз снимок керна В состав пакета «Терра версия 1.0» входят:

1 Редактор захвата и настройки изображения (с применением фильтров и программного увеличения). Основа редактора – компонент, позволяющий получать изображение с любого устройства графического ввода (сканера, цифрового фотоаппарата или камеры) путем обращения непосредственно к драйверу оборудования. Кроме аппаратного увеличения, программой предусмотрена функция программного увеличения.

После получения изображения с устройства и его увеличения предусмотрена возможность наложения фильтров (регулирование яркости, контраста, цветности и т.д.). Далее, после обработки изображение можно передать непосредственно в модуль «обработки и вычисления».

2 Модули уменьшения погрешности вычислений (3 способа). Перед тем, как приступить к анализу изображения можно программно уменьшить погрешность вычислений. Для этого предусмотрено 3 способа:

а) Анализ по одной точке. Если проводится анализ шлифа и изображение получено в поляризационном проходящем свете, то стоит использовать этот метод. Программа определит и будет считать за поры (зерна) точки, цвет которых совпадает по 8 битам.

б) Анализ по градиенту. Пользователь выбирает определенную точку и определяет допустимый разброс цветов. Метод подходит в случае плохой освещенности шлифа (керна), когда могут наблюдаться тени и граница отличия пор от зерен не четко выражена.

в) Анализ по области (метод штампа). Пользователю предлагается выбрать область определённого размера, набор цветов точек в которой и будет составлять разброс цвета пор (зерен). Этот метод оптимален для снимка плохо отшлифованного керна.

Модуль обработки и вычисления. Компонент является непосредственно ядром программы. Программа определяет количество пор (зерен), составляет массивы по площади и периметру каждого элемента образца. Вычисляет коллекторские свойства удельную поверхность, общую пористость, открытую пористость и проницаемость, вычисляемую по формуле Казени-Кармана.

4 Модуль логического восстановления 3-мерной модели по двухмерному изображению. Задача, решаемая данным модулем построение трёхмерной модели методом короткобазисного трансформирования двухмерного изображения. Опредляемые и устанавливаемые на изображении кодированные метки инвариантны к вращению и положению. Они обеспечивают высокоточное вычисление координат центра метки. Для решении используется функция Ли Розенфильда [2], характеризующая зависимость яркости от координаты.

I y cos s I x sin s = arctan. (1) I x cos s cos s _ I y cos s sin s 5 Мастер отчетов, формирующий отчет в электронной таблице MS Excel. В отчете указываются следующие данные: месторождение, глубина отбора образца, номер образца, тип коллектора и вычисляемые программой параметры.

Модуль управления базой данных проанализированных результатов. Для сохранения результатов расчета используется процессор баз данных от компании Borland (BDE версия 5.01).

7 Мастер построения графиков. Мастер позволяет построить график распределения пор (зерен) по размеру и периметру. График может быть экспортирован в отчет для последующего анализа.

Представленный программный продукт позволяет оперативно определять основные свойства коллектора, что значительно облегчает принятие решений в процессе поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа.

Список литературы 1 Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта.- М.: Недра, 1982.

2 A. Survey “Shape from shading”. // Universite of Central Florida, School of Computer Scince.- Р.341.

УДК 622. ИЗУЧЕНИЕ КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВЕРХНЕТУРНЕЙСКОГО ПОДЬЯРУСА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТАТАРСТАНА ПО ПЛАСТАМ ВЫСОКОГО И НИЗКОГО СОПРОТИВЛЕНИЙ Ахметов Р.Т., Пахомкин А.Н.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Верхнетурнейский подъярус месторождений Татарстана слагается известняками, в виде редких прослоев малой толщины встречаются доломитизированные известняки и доломиты. Известняки подразделяются на структурно-генетические типы, различающиеся между собой породообразующими компонентами, условиями осадконакопления, развитием и направленностью вторичных процессов, коллекторскими свойствами. Всего выделяется четыре типа:

1 Известняки комковатые.

2 Сгустково-детритовые.

3 Шламово-детритовые.

4 Фораминиферово-сгустковые кальцитизированные.

Из них коллекторами являются только первые две разности.

Структура порового пространства напоминает структуру пор песчаников:

многочисленные межформенные крупные поры соединены хорошо разработанной сетью коротких каналов.

В разрезе верхнетурнейского подъяруса преобладают сгустково детритовые разности известняков. Основными составляющими в них являются плохо отсортированный, перекристаллизированный детрит, комочки и сгустки микрозернистого кальцита [1].

Целенаправленные исследования были ориентированы на детальное литолого-петрографическое изучение карбонатных отложений верхнетурнейского подъяруса месторождений Татарстана по пластам высокого (ВС) и низкого сопротивлений (НС).

Были обработаны результаты исследований коллекторских свойств 88 образцов по следующим месторождениям Татарстана: Чегодайское, Сотниковское, Соколкинско-Сарапалинское, Макаровское, Шегурчинское, Ивашкино-Мало-Сульчинское, Ульяновское, Онбийское, Красногорское, Бурейкинское, Беркет-Ключевское. В данных присутствовали образцы пластов как высокого, так и низкого сопротивлений.

Используя зависимости lg Кпр от удельного сопротивления пласта изображённую на рисунке 1 можно разделить на 2 группы: пласты ВС и НС.

Удельное сопротивление нашли по формуле =в/(кп*кво)n, где n2 для карбонатных отложений, в0,05 Ом*м.

Пласты высокого сопротивления охватывают только (ВС) продуктивную часть кизеловского пласта. Нижняя часть кизеловского горизонта и отложения черепетского горизонта относятся к пластам низкого сопротивления (НС). В состав пластов ВС не включена и кровельная пачка турнейского яруса, слагающаяся плотными разностями известняков с низкими коллекторскими свойствами.

11 12 16 22 25 26 27 28 30 31 32 33 34 38 39 40 42 43 44 46 46 48 60 63 70 76 83 10,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,, 4, 8, Сопр -0, - -1, Образцы отнесённые к пласта ВС - Образцы отнесённые к пласта НС -2, lg Кпр - Рисунок В пласте ВС преобладают сгустково-детритовые известняки.

Комковатые известняки, имеющие наилучшие коллекторские свойства, присутствуют в виде прослоев, преимущественно в верхней и средней части пласта. Шламово-детритовые известняки переслаиваются с известняками сгустково-детритовыми, переслаивание может быть очень тонким, нередко образуется промежуточная между этими двумя типами разность. В пласте НС сгустково-детритовые и шламово-детритовые известняки в сумме составляют 95,7%. По сравнению с пластом ВС шламово-детритовые известняки образуют достаточной толщины (до 1,0 1,5 м) прослои.

На рисунке изображена логарифмическая зависимость коэффициента проницаемости от отношения коэффициента пористости к коэффициенту остаточной водонасыщенности. Наблюдается также разделение на образцы пластов низкого и высокого сопротивлений.

Наслоение одной группы на другую можно объяснить на трещиноватость пластов низкого сопротивления.

-0,6 -0,5 -0,4 -0,3 -0,2 -0,1 0 0,1 0,2 0,3 0, lg Кп/Кво -0, - -1, - Образцы отнесённые к пластам низкого сопротивления -2, Образцы отнесённые к lg Кпр пластам высокого сопротивления - Рисунок Длина макротрещин по керну изменяется в пластах ВС от 0,08 до 0,l м, в пластах НС — от 0,05 до 0,5 м. Преобладает субвертикальное направление, несколько меньше встречаются наклонные (до 30°), реже отмечаются макротрещины, проходящие в породе под углом 45°.

Интервалы разбитого на небольшие куски керна с ровными плоскостями свидетельствуют о наличии хаотической трещиноватости. Стенки трещин ровные, слабоуступчатые, иногда несколько вогнутые. На них отмечаются примазки нефти. В зонах трещиноватости наблюдается развитие вторичных пор, редких мелких каверн, заполненных нефтью.[2] Параметры, характеризующие коллекторские свойства пластов ВС и НС представлены в таблицах 1, 2. Из этих таблиц видно, что пласты ВС и НС в целом и коллекторы, вскрытые в их пределах, отличаются по всем параметрам, характеризующим коллекторские свойства. Пористость всего пласта ВС выше пласта НС на 3%. Связанной воды в пласте ВС меньше на 40,0%. Наиболее значительные различия наблюдаются по проницаемости:

проницаемость пластов ВС в целом выше, чем НС, в 8 раз.

Таблица 1 - Средние значения параметров для пласта ВС Параметр Интервалы Число Средние значения определений Пористость, % 11,4-22,5 57 16, Связанная вода, % 11,5-28,4 57 20, Проницаемость, мкм2 0,018-0,751 57 0, Таблица 2 - Средние значения параметров для пласта НС Параметр Интервалы Число Средние значения определений Пористость, % 11,4-20,6 31 15, Связанная вода, % 19,8-50,2 31 33, Проницаемость, мкм2 0,004-0,05 31 0, Отмеченные различия в значительной степени связаны с процентным соотношением структурно-генетических типов карбонатов, которыми представлены пласты ВС и НС. Однако для резкого различия параметров проницаемости этого объяснения недостаточно. Исследования пород в шлифах под микроскопом показали, что одноименные разности пластов ВС и НС имеют небольшие отличия. В пластах НС несколько меньше размеры породосоставляющих элементов, несколько больше первичного микрозернистого кальцитового цемента и несколько интенсивнее развиты вторичные процессы, приводящие к уменьшению порового пространства. Эти вторичные процессы и обусловливают такое уменьшение проницаемости. Отлагаясь в порах, вторичный кальцит уменьшает объем порового пространства, а, отлагаясь в каналах, он закупоривает наиболее узкие, что приводит к резкому уменьшению проницаемости.[2] Изучение микротрещиноватости показало, что она больше развита в пластах НС. Трещины, безусловно, являлись путями фильтрации флюидов.

Сравнение пород с одинаковой нефтенасыщенностью пластов ВС и НС показывает, что в пластах ВС нефтенасыщенные, слабо и неравномерно нефтенасыщенные разности имеют более высокие коллекторские свойства, что можно объяснить различием условий седиментации и вторичных процессов, о которых было сказано выше.

Обобщение и анализ материалов по результатам интерпретации методами ГИС пластов ВС и НС, а также результатов оценки параметров коллекторских свойств по керну и нефтенасыщенности пород при их макроописании, показывает, что в пластах ВС совпадение характера нефтенасыщения по керну и ГИС составляет 80,0%.

В пластах НС интерпретация методами ГИС характерна неф тенасыщенности составляет желать лучшего. Совпадение составляет всего 57,0% [3].

Таким образом, в результате проведенных исследований можно сделать следующие выводы:

1 Пласты ВС и НС сложены четырьмя структурно-генетическими типами пород: известняками комковатыми, сгустково-детритовыми, шламово-детритовыми и фораминиферово-сгустковыми, сильно кальцитизированными, различающимися своими емкостно фильтрационными свойствами и характером нефтенасыщенности, что было обусловлено как первичными условиями их формирования, так и вторичными наложенными процессами (выщелачивание, кальцитизация, перекристаллизация).

2 Одноименные структурно-генетические разности карбонатов в пластах НС по сравнению с пластами ВС имеют несколько более низкую коллекторскую характеристику. Так, если пористость наиболее распространенных в верхнетурнейском подъярусе сгустково-детритовых известняков в пластах ВС в среднем равна 16,4%, в пластах НС — 15,8%.

3 Комковатые и сгустково-детритовые разности характеризуются наилучшими емкостно-фильтрационными свойствами и большим развитием в пластах ВС, что, наряду с другими факторами формирования этой верхнетурнейской залежи нефти, обусловило большую нефтенасыщенность пластов ВС.

4 Описывая различия пластов ВС от НС, необходимо отметить более интенсивное развитие макро- и микротрещиноватости в последних.

Пласты НС разбиты макротрещинками. Видимая длина трещин достигает 50 см. В зонах макротрещин отмечается сопутствующая микротрещиноватость, вторичные крупные поры выщелачивания.

Сравнение результатов интерпретации нефтенасыщенности пластов по ГИС и нефтенасыщенности пород по керновому материалу показало, что если для пластов ВС совпадение характера насыщенности по ГИС и керну составляет 80,0%, то для пластов НС различие более существенно:

совпадение по ГИС и керну составляет только 57,0%[3].

Список литературы 1 Гиматутдинов Ш.К. Физика нефтяного пласта.-М.: Недра, 1963. 270 с.

2 Муслимов Р.Х., Абдулмазипов Р.Г., Иванов А.И. Сулейманов Э.И., Хисамов Р.Б. Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения.- М.: ВНИИОЭНГ, 1996.- 440с.

3 Новые данные по физико-литологической характеристике нижнекаменноугольной продуктивной толщи Бавлинского месторождения/ А.А. Губайдуллин, Е.А Козина, М.Я. Малютина и др.// Труды ТатНИПИнефть.-Бугульма.-1977.- Вып. 36.

УДК 622. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ЗНАМЕНСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО МЕТОДАМ ГИС Ахметов Р.Т., Пахомкин А.Н.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском) В настоящее время отсутствуют надёжные методики количественной оценки коэффициента вытеснения по данным геофизических методов исследования скважин (ГИС).

В октябрьском филиале УГНТУ проводятся исследовательские работы по изучению структуры и созданию математических моделей пустотного пространства коллекторов, позволившие разработать методику оценки коэффициента вытеснения по известным параметрам продуктивных пластов проницаемость, остаточная (пористость, водонасыщенность), оценённым по данным ГИС.

Исследование механизма вытеснения нефти водой из пород коллекторов показывает, что величину коэффициента вытеснения определяют такие петрофизические характеристики коллектора, как неоднородность структуры пустотного пространства, размеры пор, удельная поверхность, вещественный состав и смачиваемость коллектора, а также характеристики пластовых жидкостей - вязкость и состав нефти, межфазное натяжение нефти на границе с вытесняющим агентом и температура Ш.К. Физика нефтяного пласта).

(Гиматутдинов Коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, начальная водонасыщенность, удельная поверхность) являются интегральными характеристиками структуры пустотного пространства коллекторов.

Анализ и обобщение результатов лабораторных исследований коллекторских свойств, остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения нефти водой, полученных на образцах керна продуктивных пластов турнейского яруса Знаменской группы месторождений Республики Башкортостан, позволили определить степень влияния отдельных коллекторских свойств на коэффициент вытеснения нефти водой.

Рассмотрены вопросы математического моделирования структуры пустотного пространства. Получена функциональная взаимосвязь между проницаемостью и отношением пористости к остаточной водонасыщенности. Показана необходимость разделения коллекторов по степени гидрофильности, коэффициенты вытеснения которых существенно различаются, и обоснована необходимость оценки их для каждого класса в отдельности.

В настоящее время существуют прямые методы изучения пустотного пространства, позволяющие в лабораторных условиях путем изучения шлифов получить кривые распределения пор и поровых каналов по размерам.

Однако наибольший интерес представляет проблема создания кос венных методов изучения структуры пустотного пространства, например, по данным промыслово-геофизических методов исследования скважин.

Практическая ценность решения данной проблемы очевидна, поскольку она позволит получить функциональные связи между основными физико емкостными параметрами коллекторов. Для решения этой проблемы необходима постановка широких целенаправленных исследований как структуры пустотного пространства, так и основных физико-емкостных свойств продуктивных пластов.

В настоящее время по данным промыслово-геофизических методов исследования скважин можно оценить не более 2-3 характеристик про дуктивных пластов: пористость, начальную или текущую водонасыщенность, а в отдельных благоприятных условиях - коэффициент проницаемости.

Нами в результате расчетов была определена функциональная взаимосвязь между коэффициентом проницаемости и отношением коэффициента пористости к коэффициенту остаточной водонасыщенности:

К пр. = А*(К п / КВ0)W.

Данная формула при низких значениях остаточной водонасыщенности переходит в формулу Котеса-Дюмануара и по существу является ее модификацией. При средних и низких значениях проницаемости полученная формула дает более точные результаты по сравнению с формулой, которая используется американскими геофизиками. Формула позволяет также количественно оценить толщину пленки связанной воды по данным лабораторных исследований коллекторских свойств.

В качестве примера рассмотрим вопросы количественной оценки коэффициента проницаемости для продуктивных пластов турнейского яруса Знаменской группы месторождений Республики Башкортостан.

В результате сопоставления коэффициента проницаемости с отно шением Кп/Кво в линейном масштабе выявлено наличие трех семейств точек и соответственно трех разных зависимостей. Все три зависимости представляют собой параболы с единой вершиной вначале координат и имеют различную крутизну ветвей (рисунок 1).

Зависимость коэффициента проницаемости от отношения Кп/Кво удобно строить в логарифмической системе координат, поскольку в данной системе связь между указанными параметрами должна быть линейной (рисунок 2).


0, 0, Кпр., мкм 0, 0, 0, 0, 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0, Кп/Кво Рисунок -0,7 -0,6 -0,5 -0,4 -0,3 -0,2 -0,1 -0, - lg Кпр -1, - -2, - lg Кп/Кво Рисунок В данной системе координат также имеем три семейства точек, для каждого из них связь между указанными параметрами с точностью, вполне достаточной для практических целей, аппроксимируется прямой линией.

На этом этапе предлагается следующая простая схема количественной оценки коэффициента вытеснения нефти водой по данным ГИС:

1 По данным геофизических исследований скважин определяются пористость и остаточная (начальная) водонасыщенность продуктивного пласта или прослоя. При этом для определения пористости используются методы ПС или НГК (совместно с ПС), а остаточная водонасыщенность определяется по величине удельного электрического сопротивления пласта (прослоя).

2 По величине произведения кп*кво выясняется класс коллектора по степени гидрофильности. Отметим, что кп*кво может быть оценено непосредственно по удельному сопротивлению пласта.

Кп 3 По графикам зависимости Квыт от (рисунок 3) оценивается К во коэффициент вытеснения. При этом необходимо использовать график, соответствующий данному классу коллектора.

0, 0, 0, 0, Квыт 0, 0, 0, 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0, Кп/Кво Рисунок _ Гиматутдинов Ш.К. Физика нефтяного пласта.-М.: Недра, 1963.-270 с.

УДК 622. 276. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНО-ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ, С ЦИКЛИЧЕСКИ ИЗМЕНЯЮЩЕЙСЯ АМПЛИТУДОЙ ДАВЛЕНИЯ М. Я. Хабибуллин (Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г.Октябрьском) Нефтяные пласты многих месторождений Росcии, находящиеся на поздней стадии разработки, характеризуются многообразием строения и сложным минералого-петрографическим составом. Наряду с относительно однородными, монолитными и высокопроницаемыми коллекторами в геологическом разрезе широко распространены пласты с высокой расчлененностью, зональной и слоистой неоднородностью, содержащие низкопроницаемые пропластки различной толщины. В плотных коллекторах с высокой неоднородностью в процессе их разработки при обычном заводнении, вследствие недостаточного охвата воздействием по разрезу и по площади, отдельные участки и зоны остаются невыработанными, что снижает нефтеотдачу. В неоднородных пластах возможны ситуации, когда при вытеснении несмешивающихся жидкостей влияние капиллярных сил на процесс вытеснения оказывается детерминирующим. Как правило, данный процесс происходит медленно и самопроизвольно. Применение импульсной закачки воды в пласт способствует ускорению протекания данного процесса.

В последнее время широкое распространение получает метод гидроимпульсного воздействия на нефтеносные пласты и это не случайно, поскольку он прост в исполнении и имеет наименьшие материальные затраты. Эффективность его применения неоднократно подтверждалась промышленными испытаниями. Однако обоснованное теоретическое истолкование процессов, происходящих при данном воздействии, отсутствует.

В предлагаемой работе рассматривается процесс ускорения капиллярной пропитки блоков и литологических неоднородностей закачиваемой жидкостью на примере трещиновато-пористого пласта при заранее заданных законах изменения амплитуды давления.

В неоднородных пластах возможны ситуации, когда при вытеснении несмешивающихся жидкостей влияние капиллярных сил на процесс вытеснения оказывается детерминирующим. Важнейшим процессом подобного рода является капиллярная пропитка – самопроизвольное впитывание более смачивающей фазы в пористую среду, насыщенную другой фазой. Так обстоит дело, когда малопроницаемый блок породы, насыщенный нефтью, оказывается окруженным со всех сторон водой, продвигающейся по высокопроницаемым участкам.

Пусть цилиндрический образец пористой среды первоначально заполнен менее смачивающей фазой. Боковые поверхности и один из торцов предполагаются непроницаемыми, а свободный торец в начальный момент приводится в соприкосновение со смачивающей жидкостью. В виду разности диаметров каналов в образце происходит противоточная капиллярная пропитка, т. е. смачивающая жидкость вытесняет пластовый флюид. Как правило, данный процесс происходит медленно, самопроизвольно. Применение циклической закачки воды в пласт способствует ускорению протекания данного процесса.

Во время цикла повышения давления нефть, находящаяся в пористых блоках, линзах или прослоях, сжимается, и в них входит вода. При цикле же понижения давления содержимое пласта расширяется, но вода удерживается капиллярными силами в тех неоднородностях, в которые она проникла, а нефть выходит.

Для оценки эффекта ускорения внедрения воды в неоднородности на примере трещиновато-пористого пласта обратимся к продифференцированному уравнению обмена жидкости между блоками и трещинами [1].

dV V dP + + =0, (1) dt µ 2 dt где V – скорость обмена жидкости в элементарном объеме пласта;

- коэффициент, характеризующий интенсивность обмена жидкостью между системой блоков и системой трещин;

µ - вязкость нефти;

2 - упругоемкость блоков.

Как правило, в существующих конструкциях импульсных устройствах гидромеханического типа закон изменения амплитуды давления гидроимпульсного потока жидкости характеризуется тремя видами:

равномерно-возрастающий, синусоидальный и параболический.

Характерные кривые представлены на рисунке 1, построенные по следующим зависимостям:

а) равномерно-возрастающий:

t ( Pmax Pmin ) ;

P (t ) = Pmin + -при 0 t ;

(2 t )( Pmax Pmin ) 2 P(t ) = Pmin t -при ;

;

б) синусоидальный:

( Pmax Pmin ) (1 cos t ) ;

;

P (t ) = Pmin + -при 0 t в) параболический:

P(t ) = Pmin ;

-при 0 t ;

Pmax (t 1 ) + Pmin ( 2 t ) -при 1 t 2 ;

P (t ) = ;

2 t 3 ;

P (t ) = Pmax ;

-при Pmax (t 4 ) + Pmin ( 3 t ) -при 3 t 4 ;

P (t ) = ;

4 4 P(t ) = Pmin.

t -при ;

Представленное дифференциальное уравнение (1) является линейным первого порядка и имеет интегрирующий множитель µ 2 dt =e. (2) Тогда общее решение уравнения (1) с учетом (2) будет иметь следующий вид:

t 1 dP V= exp dt + C dt (3) µ t µ 2 exp µ Для более качественной оценки влияния законов изменения давления 1 на процесс капиллярной пропитки выбираем интервал t 2, поскольку для параболического закона (и для синусоидального закона ) основное приращение проникновения жидкости в поры происходит именно в этом интервале времени. Применяя математические преобразования, после подстановки соответствующих зависимостей для данного интервала изменения давления в интегральное уравнение (3), и учитывая стационарный режим возникновения колебания жидкости, т. е.

при V(0,t)=V(t) (поглощением пренебрегаем, т. к. рассматриваем только один период колебания), окончательно получаем выражения для скоростей проникновения жидкости при заданных законах изменения амплитуды давления:

Pmax Pmin 2 ;

V P. B. = (4) ( Pmax Pmin ) µ sin cos ;

Vсин = (5) 2µ 2 2 + µ ( ) µ 2 µ 2 2 Pmax Pmin Pmax 1 + Pmin 2 + Vпар. =, (6) 2 1 где Pmax, Pmin - соответственно максимальное и минимальное значения давления ;

- частота создаваемых импульсов жидкости;

- значение угла положения преобразующего органа в заданном интервале времени.

Результаты расчетов представлены в виде графических зависимостей на рисунке 2 ( при Pmax = 15MПП, Pmin = 5МПа, =5Гц ). Полученные данные демонстрируют преимущество при использовании параболического закона изменения амплитуды давления, получаемого соответствующей конструкцией устройств. При увеличении частоты колебания жидкости прямо пропорциональное увеличение скорости проникновения жидкости в неоднородности будет достигнуто для равномерно возрастающего и параболического закона изменения давления, которое можно наблюдать из выражений (4), (5), (6). Таким образом, при выборе закона изменения амплитуды давления жидкости для ее импульсной закачки в пласт необходимо отдавать большее предпочтение параболическому с точки зрения ускорения капиллярной пропитки неоднородностей.

Конечно, представленные выше результаты были получены в случае полного удержания воды, поступающей в блоки. В связи с этим рассматриваемую скорость обмена воды с нефтью в блоках, т. е.

извлечения нефти из блока, следует рассматривать лишь как возможность достижения такой скорости при осуществлении гидроимпульсного воздействия на пласт.

В заключение отметим, что время, необходимое на понижение амплитуды давления от максимального до минимального его значения соответствовало времени удержания воды, внедренной в неоднородности, т. е. (из рисунка 1):

4 = t уд.. (7) В свою очередь время удержания воды в неоднородностях на основании проведенных исследований примерно равно времени, затрачиваемому на противоточную или прямоточную капиллярную пропитку данной неоднородности при хорошей связи ее с остальным пластом или x t п. =, (8) a 2c где х – характерное расстояние “фронта“ пропитки;

а – скорость пропитки;

с – постоянный коэффициент.

Сказанное выше означает, что в процессе разработки месторождения на поздней стадии, на основании изучения данных об остаточной нефтенасыщенности углеводородных залежей, для более качественного ускорения капиллярной пропитки неоднородностей, необходимо использовать конструкции пульсаторов с параболическим законом изменения амплитуды давления и учитывать соответствие периода изменения давления времени, затрачиваемому на прямоточную или противоточную капиллярную пропитку, получаемого путем экспериментальных исследований данной породы.

1 – равномерно-возрастающая;

2 – синусоидальная;

3 – параболическая Рисунок Зависимости изменения амплитуды давления, 1 создаваемого устройствами, от угла поворота преобразующего органа При проведении экспериментальных исследований [2] в качестве замкнутой поры выбирался стальной шар 1 с объемом V, во внутренней полости которого располагается резиновый баллон 2 (см. рисунок 3). По трубопроводу 3 циркулировала рабочая жидкость с определенным перепадом давления P и фиксированной частотой колебания f. Между шаром и баллоном создавали горное давление PГ для создания условий упругоемкости поры. Соотношение диаметра d и длины Х канала 4 имело три значения: d/X=0,2 ;


0,1 ;

0,05.Исходные значения постоянных величин м P =0,2МПа;

были заданы: PГ = Q=1,9 ;

f=120Гц;

0,15МПа;

ч V= 7,3 10 6 м 3 при максимальном давлении перекачки рабочей жидкости Pmax = 1,2 МПА. Проводилось большое количество замеров (порядка 810) объема жидкости, внедренного в шар V при различных значениях времени воздействия t = 5;

10;

15;

20;

25;

30;

35;

40;

45 с для трех законов изменения амплитуды давления: равномерно-возрастающий, синусоидальный и параболический.

По полученным экспериментальным данным составлены таблицы наблюдений и построены гистограммы частот с интервалом разбиения К=9. Был проведен регрессионный анализ полученных данных, на основании которого выявлены качественные и количественные соотношения между факториальными и результативными признаками. Для V = ( d, x, t ) построения уравнений регрессии линейного типа определялись коэффициенты корреляции и взаимной корреляции факторов [3]. Достоверность этих коэффициентов оценивали с помощью критерия надежности r и для всех трех законов изменения амплитуды давления составлялась корреляционная матрица, позволившая выделить значимые коэффициенты корреляции, причем сочетание факторов dx и dxt на результативный признак не выявлено. А проверку гипотезы об адекватности предложенных моделей производили как с помощью параметрического критерия Пирсона так и с помощью X2, непараметрического критерия Вилкокстона Т, основанный на подсчете рангов. По полученным уравнениям регрессии и проведенной аппроксимации расчетных значений относительно средних величин получены следующие графические зависимости (рисунок 4) объема внедренной рабочей жидкости в безразмерной величине V / V = (t ).

1 2 1 – равномерно-возрастающий;

2 – синусоидальный;

3 – параболический;

Рисунок 4 – Зависимость внедренного объема жидкости в шар ( V / V ) от времени ее циркуляции t для следующих законов изменения амплитуды давления:

d / x = 0,20;

d / x = 0,10;

d / x = 0,05.

Анализ статистических зависимостей показывает, что при равной вязкости жидкости увеличивается, что вполне согласовывается с предварительными теоретическими утверждениями. В целях дальнейшей детальной проработки данного метода импульсного воздействия на пласт необходимо будет учитывать вязкость закачиваемой жидкости, упругоемкость породы, диаметр канала. Из трех законов изменения амплитуды давления для импульсной закачки жидкости необходимо выбирать параболический, что убедительно подтверждают и лабораторные исследования, что обеспечивает повышения эффективности и ускорения капиллярной пропитки нефтенасыщенных блоков и позволит значительно уменьшить остаточную нефтенасыщенность углеводородной залежи.

Список литературы 1 Желтов Ю. Н. Механика нефтегазоносного пласта. - М.: Недра, 1975.

– 216с.

2 Хабибуллин М. Я. Разработка вибротехники для эффективной закачки жидкости в нефтяной пласт: Дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн.

наук. – Уфа, 1999. -149 с.

3 Справочник по математике для научных работников инженеров/ Г.Корн, Т.Корн. – М.: Наука. Главная редакция физико-математической литературы, 1984. – 833 с.

УДК 622.276. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДА ЗАКАЧКИ ЖИДКОСТИ В СИСТЕМЕ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ Хабибуллин М.Я.

(Филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета филиал в г.Октябрьский) При разработке нефтяных месторождений широко применяется метод искусственного заводнения пластов. Однако полнота охвата пластов заводнением и нефтеотдача резко снижается при усилении степени геологической неоднородности разреза. В сильнонеоднородных коллекторах нагнетаемая вода прорывается к эксплуатационным скважинам по высокопроницаемым слоям, составляя невытесненную нефть в малопроницаемых слоях. Неравномерные прорывы воды наблюдаются также при повышенной вязкости нефти за счет неустойчивости фронта вытеснения. Известно, что опережающий прорыв закачиваемой воды к забоям эксплуатационных скважин происходит по узкой полосе в направлении от нагнетательных к эксплуатационным скважинам, так как именно здесь градиенты давления максимальны.

Дополнительный охват заводнением не вовлеченных в разработку нефтенасыщенных слоев может способствовать увеличению нефтеотдачи углеводородных пластов, уменьшению относительных объемов добываемой воды. Одним из перспективных путей решения указанной задачи может быть широкое внедрение метода селективной импульсной закачки жидкости в нагнетательные скважины. Достоинство метода заключается в том, что он может применяться в рамках обычно используемых систем разработки с заводнением при нагнетании обычной воды, горячей воды и пара при термических способах добычи нефти, воды с добавлением химических реагентов и не требует значительных капитальных дополнительных вложений [2].

Выполненные теоретические исследования и промысловые работы дают основание считать, что применение метода возможно на всех месторождениях, пригодных для обычного заводнения, углеводородные пласты которых характеризуются неоднородным геологическим строением (толщиной и зональной неоднородностью, трещиноватыми и трещиновато пористыми коллекторами) при различной вязкости нефти. Импульсное заводнение может использоваться при разной форме сеток добывающих и различном размещении нагнетательных скважин. Метод применим как на ранней, так и на поздней стадии разработки. Возможно его применение и на сильнообводненных месторождениях, даже после достижения предела рентабельности эксплуатации скважин в условиях стационарного заводнения.

Экспериментально установлено, что при импульсном заводнении период снижения пластового давления характеризуется интенсивным перераспределением жидкостей в пласте за счет ускорения эффекта капилярной пропитки, в результате чего водонасыщенность более проницаемого слоя заметно уменьшается за счет (обводненного) вытеснения нефти из малопроницаемых прослоев. Лабораторные модели пористой среды воспроизводили наличие элементов малопроницаемых включений, блоков трещиновато-пористой среды, малопроницаемых слоев в слоистом пласте. С помощью этих моделей изучали процесс капиллярного удержания воды в пористых средах, смачиваемость пород, вязкость нефти, водонасыщенность, удельный расход воды, диапазон частоты импульсов жидкости и др. Исследованиями было показано, что степень удержания малопроницаемыми слоями внедрившейся в них воды зависит от частоты и давления импульсов в закачиваемой жидкости;

в пластах с высоким начальным содержанием остаточной воды капиллярное перераспределение жидкостей, насыщающих неоднородный коллектор, происходит интенсивнее. В результате исследований, направленных на изучение влияние вязкости нефти на эффективность процесса, установлено, что при импульсном воздействии темп извлечения нефти с увеличением вязкости снижается незначительно. Экспериментами также показано, что метод селективного импульсного заводнения может применяться на всех месторождениях, которые могут разрабатываться с заводнением, и характеризуется неоднородностью пластов по проницаемости или значительной вязкостью нефти (или тем и другим одновременно).

На большинстве объектов метод проходил промышленное испытание по специальным программам, в которых определялся период импульсного воздействия на пласт, частота колебания импульсов закачиваемой жидкости, давление закачки и амплитуда колебания расхода нагнетаемой воды. В программах также намечались нагнетательные скважины, по которым предусматривалось осуществлять закачку воды импульсным способом рассматривались вопросы, связанные с использованием существующей промысловой системы поддержания пластового давления.

При составлении программ авторы исходили из того, что средний уровень закачки воды в период импульсного заводнения должен быть равен среднему уровню закачки в период обычного заводнения.

С учетом полученных положительных результатов промысловых работ было принято решение, в соответствии с которым по новым месторождениям при составлении технологических схем их разработки наряду с традицинными вариантами разработки необходимо рассматривать варианты с применением селективного импульсного воздействия, а по уже разрабатываемым месторождениям, отобранным для внедрения метода, составлять специальные технологические схемы. В технологических схемах обосновываются режимы работы нагнетательных и эксплуатационных скважин, режимы импульсной закачки жидкости с учетом используемых забойных технических устройств, а также даются рекомендации по организации исследований скважин, обеспечивающих получение достаточных данных для выявления и оценки эффективности применяемого процесса. Они позволяли прогнозировать показатели процесса заводнения при импульсном заводнении, начиная с момента воздействия и до конца разработки месторождения, предусматривали оценку ожидаемой эффективности процесса путем сравнения технологических показателей разработки месторождений при селективном импульсном воздействии с показателями при обычном заводнении. Они также позволяли выдавать некоторые рекомендации по выбору оптимальных технологических и технических (подбор соответствующего оборудования) условий проведения процесса, обеспечивающих его эффективность.

В период применения селективного импульсного заводнения были выполнены работы по обоснованию методов оценки его по промысловым данным. Первые математические модели позволили доказать неоспоримую эффективность предлагаемого метода в неоднородных пластах углеводородной залежи [3]. Было показано, что наиболее точно неоднородность реальных пластов учитывается при двухслойной схематизации. Однако численные исследования с использованием этих моделей не проводились, поскольку все они позволяют рассчитывать только отдельные показатели процесса. Следует отметить, что за рубежом подобные теоретические исследования не осуществлялись.

Экспериментальные изучения позволяли не только раскрыть физическую сущность метода, но и выявить основные факторы, определяющие его эффективность. К ним относятся упругость пластовой системы, ее неоднородность по проницаемости, смачиваемость породы, водонасыщенность слоев, законов изменения амплитуды давления и частоты импульсов закачиваемой жидкости.

За рубежом также имеется некоторый опыт применения импульсного заводнения. Первые положительные результаты импульсного воздействия на нефтеносную залежь были получены в СШ, Германии, Чехии и других странах.

Опытно-промышленные работы по опробованию метода на месторождениях нашей страны в различных условиях позволили констатировать, что он эффективен практически на всех месторождениях, где применяется обычное заводнение. Так, в среднем было достигнуто увеличение нефтеотдачи пластов до 3…10 % и текущего уровня добычи нефти (в период наибольшей эффективности процесса) до 15…25% по сравнению с обычным заводнением [4].

Накопленный небольшой опыт проектирования метода селективного импульсного заводнения для различных условий эксплуатации нефтяных залежей и имеющийся объем информации обусловили актуальность задачи оптимизации процесса и выявление его потенциальных возможностей. Эта задача решается как путем методических разработок, разработки разновидностей данного метода воздействия и новых технических средств, так и анализом промысловых данных с использованием известных методов математической статистики.

Несмотря на наличие теоретических и качественных промысловых данных, указывающих на целесообразность применения данного метода, его промышленное освоение и внедрение происходит замедленными темпами. Наряду с причинами организационного характера это обусловлено не всегда достаточной обоснованностью параметров процесса для залежей нефти с различными геолого-физическими условиями, а также недостаточной убедительностью оценок его эффективности, получаемых с использованием разнообразных методических приемов по объектам с разной характеристикой, с различными предысторией разработки месторождений и сопутствующими процессу технологическими мероприятиями. Это не способствует распространению метода, затрудняет проектирование технологии процесса и ожидаемых показателей разработки, а также составляет невыработанными значительные запасы разработанных углеводородных месторождений.

В связи с этим становятся актуальными вопросы оценки эффективности метода в различных геолого-физических условиях выбора оптимальных режимных параметров процесса, разработки новых технических средств для повышения его эффективности и увеличения надежности скважинного оборудования, анализа и обобщения опыта его применения на месторождениях с различными геолого-технологическими характеристиками и состоянием разработки месторождений.

Список литературы 1 Сургучев М.Л., Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустическое, тепловое циклические воздействия на нефтяные пласты. М.:Недра, 1975.

2 Пат. РФ №2198288. Способ закачки жидкости в нагнетательные скважины и устройство для его осуществления / Б.З. Султанов, Р.М.

Тухтеев, М.Я. Хабибуллин - Е21В43/20.- Бюл.№4.- 10.02.2003.

3 Цыпкова О.Э. Постановка двухмерной задачи о периодическом заводнении нефтяного пласта / Тр. ВНИИ.- 1979.- Вып.68.

4 Хабибуллин М.Я. О необходимости циклической закачки жидкостей в нефтеносные пласты / Опыт, проблемы и перспективы внедрения методов виброакустического контроля и диагностики машин и агрегатов: Тр. УГНТУ.- 2000.

УДК: 550.832.1/.9.05:681. УНИВЕРСАЛЬНОЕ ПРОГРАММНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИНТЕРПРЕТАЦИИ МАТЕРИАЛОВ ГИС НА ОСНОВЕ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ Кнеллер Л.Е., Гайфуллин Я.С., Потапов А.П.

(Октябрьский филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета, Научно-исследовательский и проектно конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин) Для объектов разведки, разработки, представленных сложными коллекторами, используется широкий комплекс разнообразных методов ГИС. В этих условиях технология использования программ, основанных на традиционных подходах, встречает трудности. Нами разработаны программное обеспечение и универсальные технологии интерпретации, основанные на математическом моделировании измерений ГИС.

Программное обеспечение интерпретации материалов электрических, электромагнитных методов Удельное электрическое сопротивление (УЭС) горных пород является важнейшим параметром, служащим, в основном, для выделения продуктивных пластов и оценки нефтенасыщенности. Идеология большинства используемых программ повторяет процедуру ручной интерпретации с присущими ей особенностями – хранятся палетки, используется модель одиночных пластов, последовательно вводятся поправки за влияние различных факторов (скважина, скин-эффект, вмещающие и т.п.). При использовании подобных программ могут быть допущены значительные погрешности при определении УЭС пород.

В данном программном обеспечении реализован другой, более современный подход, когда моделируются измерения всех используемых зондов и подбираются такие значения сопротивлений пластов (п), зон проникновения (зп), и их диаметров (dзп), чтобы измеренные и смоделированные по ним значения были близки. При моделировании автоматически учитывается влияние скважины, вмещающих пород, зоны проникновения, скин-эффекта и т.п., а для нахождения УЭС пород используется регуляризованный метод оптимизации [1-7].

Методы решения обратных задач, заключающиеся в целенаправленном подборе параметров модели таким образом, чтобы теоретически рассчитанные значения по зондам минимально отклонялись от фактических замеров в заданной метрике, известны и широко апробированы.

В используемом алгоритме достигнуты две основные цели:

построение устойчивого, быстросходящегося итерационного процесса и выбор содержательного решения среди множества допустимых.

Полученные результаты сопровождаются критериями оценки их достоверности [10.] Задача определения УЭС на основе математического моделирования пород сводится к подбору таких параметров геоэлектрического разреза, чтобы теоретически рассчитанные по прямым задачам кривые измерений минимально отличались от фактических кривых в заданной метрике.

Формально задача сводится к минимизации функционала, зависящего от параметров модели электрического сопротивления разреза.

Поиск неизвестных параметров геоэлектрической модели разреза осуществляется с помощью итеративной процедуры, т.е.

последовательным уточнением параметров геоэлектрического разреза. Для остановки процесса и выбора оптимального решения используются критерии невязки и число итераций.

Для ускорения вычислений, на первых шагах итерационного процесса, когда значения невязки могут быть большими, используются приближенные решения прямых задач. В данном случае использованы комбинации фундаментальных решений для среды с вертикальной и радиальной неоднородностью. На последних итерациях задействованы решения на основе метода коэффициентов Фурье.

Благоприятным фактором для решения обратной задачи является то, что уже при решении прямой задачи рассчитывается матрица чувствительности измерений к определяемым параметрам. Она получается путем редукции исходных уравнений Лапласа и Гельмгольца к уравнению Риккатти и его линеаризации. Такой подход избавляет от необходимости многократного обращения к блоку прямых задач при вычислении матриц производных методом конечных приращений. Всё это резко сокращает время вычислений и дает возможность использовать разработанное программное обеспечение при массовой обработке скважинного материала [3-9].

Разработанное программное обеспечение позволяет (ELESTR) реализовать универсальную технологию определения удельных электрических сопротивлений пород для любых типов разрезов и комплексов электрических и электромагнитных методов из набора:

потенциал-, градиент зондов, различных индукционных (ИК) и боковых (БК) зондов с оценкой погрешности полученных результатов.

Возможны различные режимы использования программного обеспечения:

- Задаются границы пластов, признаки коллекторов и значения диаметра зоны проникновения (Dзп);

определяются сопротивление пластов (п), сопротивление зон проникновения (зп), всех пластов.

- Задаются границы пластов, признаки коллекторов и значения з п, которые предварительно оцениваются по ЭК либо на основе знания петрофизических зависимостей и геологических характеристик объекта.

- Задаются границы пластов, признаки коллекторов;

определяются п, з п, D з п, где D з п - общий для пачки пластов диаметр зоны проникновения.

Благодаря продуманному интерфейсу с пользователем, реализация технологических возможностей программного обеспечения достаточно удобна. Пользователю даны различные возможности меню и графических функций.

На рисунке 1 (Западная Сибирь, Ноябрьский регион) приведен пример интерпретации, когда заданы границы пластов, интервалы коллекторов, сопротивление промывочной жидкости (2,14 Омм), диаметр скважины (0,216 м), комплекс включает РZ - потенциал зонд длины 0,5 м в Омм, четыре градиент зонда в Омм (КС1 - градиент зонд длины 0,45 м, КС2 - градиент зонд длины 1,05 м, КС3 - градиент зонд длины 2,25 м, КС4 градиент зонд длины 4.25 м), БК – боковой каротаж в Омм (БК-3), ИК – индукционный каротаж в мСим (3И1).



Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 | 7 |   ...   | 11 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.