Развитие технологий акустических исследований в нефтегазовых скважинах (стр. 3 )

В скважине № 1 Широковской площади исследования ГАКЗ проведены в НПК-отложениях (Кпн<6%). Разрез осложнён ярко выраженными вертикальными желобами, характерными для турне-фаменских отложений большинства площадей севера Пермской области. В колонне испытаны интервалы м и м. Получены незначительные притоки нефти (1.7 т/сут) и газа (4.45 тыс. м3). По керновым данным породы в продуктивных интервалах микротрещиноватые, по ГИС – низкопористые, приток получен благодаря микротрещиноватости низкопористых пород.

Именно в пластах-коллекторах повышены показания коэффициента Кg, но по данным АКПЗ продуктивные интервалы не выделяются, т. е. низкопористые, микротрещиноватые по керну пласты-коллекторы по значениям коэффициента приточности Ке не фиксируются. Это означает, что микротрещиноватость вертикальная (или близкая к вертикальной) и методом АКПЗ она не может фиксироваться. Подтверждают это поведение показания БК – аномальные снижения сопротивлений в микротрещиноватых пластах.

Таким образом, по результатам опробования сделан следующий вывод: применение методов АКПЗ и ГАКЗ позволяет оценить вклад открытой вертикальной и субвертикальной трещиноватости пород в строение сложного коллектора и выделить проницаемые за счёт множественной вертикальной и субвертикальной трещиноватости низкопористые пласты.

О закономерностях развития трещиноватости пород

Трещиноватость толщи турне-фаменских отложений выявлена по снимкам CAT в скважинах, пробуренных на Уньвинской, Юрчукской, Сибирской, Дуринской, Логовской, Шершнёвской, Чусовской, Боровицкой, Колвинской, Волимской и других площадях Соликамской депрессии. Она является следствием тектонических процессов, создающих разнонаправленные напряжения в мощных толщах пород и вызывающих взаимные смещения частей этих толщ. Такие смещения толщ пород происходят под воздействием горизонтальных (или почти горизонтальных) полей напряжений, имеющих региональный характер.

Изучение полей напряжений (в том числе вертикальных и горизонтальных) в земной коре проведено учёными разных стран, в том числе, в России (, 1988). В результате установлено, что:

- около 75% всех измерений дают неравные горизонталь­ные напряжения и их отношение достигает порядка 5 ед. и более;

- свыше 75% всех измерений свидетельствуют о том, что горизонтальные напряжения больше вертикальных в 1.5-6 раз.

Из этих данных видно, сколь велики и неравны могут быть разнонаправленные горизонтальные напряжения в толщах пород. Отмечено, что при горизонтальных сжимающих напряжениях (ГСН) в горных породах происходит разрушение типа скалывания и возникают трещины скалывания. При растягивающих напряжениях возникают трещины отрыва. Установлено, что угол наклона трещин скалывания, образующихся при ГСН, около 75 градусов (, 1988). Снимками САТ низкопористых отложений ряда скважин, пробуренных на территории Соликамской депрессии, подтверждается существование наклонных трещин такого рода.

Силы горизонтальных напряжений, под воздействием которых происходили взаимные сдвиги, деформации и разрушения массивов пород, частью сохраняют свое действие и проявляются при бурении скважин образованием вертикальных набуренных желобов (ВНЖ). По данным американских исследователей (Джон 1988) ВНЖ – это вывалы пород в направлении, перпендикулярном вектору напряжений горных пород. Они представляют собой эллипсовидные расширения ствола и образуются чаще всего при проходке мощных низкопористых толщ [1, 2, 13, 14]. По данным наклономера НИД-1 (, 1991) и САТ-2 [2, 23] установлено, что в пределах территории севера Пермской области желоба ориентированы с севера на юг.

Процесс разрушения развивается длительно и непрерывно, совместно с пластическим и упругим деформированием пород. Пластическое деформирование приводит к разрушению структуры пород в плоскости взаимного сдвига и скольжения толщ пород. Это проявляется в аномально высоких сопротивлениях пород, измеренных методом бокового каротажа в интервалах деформированных низкопористых толщ, вскрытых при бурении глубоких скважин.

Кроме образования на плоскостях сдвига зон перемятых и уплотнённых пород в момент их взаимного смещения, выше и ниже этих зон формируются множественные трещины определённого направления [1, 3, 11, 16, 34]. Эти трещины действительно существуют и выявляются по снимкам САТ в участках, примыкающих к зонам ВНЖ – как правило, это трещины с наклоном от 50-60 градусов вплоть до вертикальных (см. рис. 3.2).

На основании изучения данных САТ, ГИС и результатов испытаний низкопористых карбонатных разрезов сделаны следующие основные выводы:

1)  зоны повышенных напряжений (ПН) пород, проявляющие себя при бурении скважины ВН-желобами и аномально высокими сопротивлениями пород, являются зонами гидродинамической изоляции и раздела литологически однородной толщи;

2)  к окрестностям зон повышенных напряжений, как правило, приурочена открытая трещиноватость пород;

3)  между раздельными зонами повышенных напряжений неравномерно размещаются зоны трещиноватости и макрокавернозности;

Именно трещинные системы такого рода играют первостепенную роль в высокой производительности скважин и, в целом, в добычных возможностях низкопористых залежей. Причём их размещение, как следует из приведённых данных, подчиняется перечисленным выше закономерностям. Для их демонстрации на рис. 3.3. представлены результаты исследований САТ и данные испытаний НПК-отложений по скважине № 79 площади Б-Пашня.

Рис. 3.3. Скважина № 79, пл. Б-Пашня.

Результаты исследований низкопористой толщи, ограниченной

зонами повышенных напряжений пород (2003 г.).

Данные обработаны программой ГИС-АКЦ.

Характеристика низкопористых турне-фаменских отложений в скважине № 79:

1)  существуют две раздельные зоны ПН (см. наличие ВНЖ), окаймляющие продуктивную толщу ( м), причём 1-я – находится в кровле низкопористой турне-фаменской залежи ( м), 2-я – проявляет себя в толще зоной вертикальных желобов ( м);

2)  между этими зонами ПН в продуктивной толще пород существует ряд неравномерно развитых зон макро - и микротрещиноватости, кавернозности пород, в том числе, две из них (интервалы м и м) непосредственно прилегают к зонам повышенных напряжений.

Их кавернозность, трещиноватость установлена по керну и снимкам САТ, проницаемость – определена по аномально низким сопротивлениям пород, а продуктивность – подтверждается притоками нефти.

Перфорация произведена в интервалах: , , м; при освоении получен приток безводной нефти в объеме 40 т/сут. Часть объема приходится на интервал м.

Закономерности подтверждены при разбуривании турне-фаменских отложений Шершнёвской (скв. 416, 418, 408, 105, 207), Колвинской (скв.131), Волимской (скв.5 и др.), Енапаевской (скв.75,78,80 и др.) площадей ( гг.). Анализом материалов ГИС по ряду других месторождений Соликамской депрессии (включая Гежское, Северное, Маговское, Чусовское, Уньвинское, Дуринское, Юрчукское, Озерное и др.) получено дополнительное подтверждение выявленной закономерности.

Рис. 3.4. Кавернозность и трещины. Рис. 3.5. Фрагменты наклонных трещин.

Интервал м Интервал м

Закономерности развития и размещения зон субвертикальной и наклонной макротрещиноватости в общем виде формулируются следующим образом:

Если в низкопористой толще пород при бурении скважины формируются две (или несколько) разнесённых по глубине зон ВНЖ (зон ПН), то между соседними зонами ВНЖ неравномерно размещаются трещинные зоны и, в том числе, существуют две зоны, окаймляющие толщу и размещенные: первая – под верхней зоной, а вторая – над нижней зоной ВНЖ. Причём существуют две зоны трещиноватости, прилегающие и сверху и снизу к каждой из зон повышенных напряжений.

Используя эти закономерности, посредством только анализа данных комплекса ГИС в низкопористых толщах можно вести доразведку месторождений и выявлять неосвоенные потенциально продуктивные горизонты. Такие работы будут экономически оправданы, если промышленный приток дадут всего 5-10% скважин изученных месторождений.

Таким образом, анализом результатов разработки нефтяных месторождений, данных ГИС и САТ выявлены закономерности развития и размещения трещинных зон в низкопористых карбонатных толщах турне-фаменских отложений Соликамской депрессии.

Глава 4. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА И ГЛУБИНЫ ЩЕЛЕВОЙ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ

Щелевая гидропескоструйная перфорация (ЩГПП) – один из самых эффективных способов вскрытия пластов. В отличие от взрывных методов она обладает щадящим действием и не разрушает цемента, не деформирует обсадную колонну. Кроме того, ЩГП-перфорация позволяет снизить напряжённое состояние в прискважинной зоне пласта.

Эффективность ЩГПП существенно выше обычной кумулятивной и прочих взрывных технологий. При её выполнении в скважине образуются четыре глубоких щели, каждая высотой до 0,25 м, глубиной до 0,4 м, шириной – около 0,04 м [8]. В итоге, продуктивный пласт оказывается связан со скважиной по поверхности образованных полостей. Этим достигается значительное увеличение площади связи скважины со вскрытым пластом.

В 1999 году разработан комплекс контроля качества ЩГПП: скважинный акустический телевизор (САТ), электромагнитная дефектоскопия (ЭМД) и волновой акустический каротаж с регистрацией средних амплитуд волнового сигнала.

Назначение САТ и ЭМД – контроль местоположения и количества резов. Определение глубины полостей щелевой резки ведётся посредством мониторинга состояния и свойств пород в околоскважинном пространстве до и после воздействия ЩГПП.

При применении этого комплекса разработчикам щелевых перфораторов и технологии ЩГПП удалось существенно усовершенствовать как перфораторы, так и технологию резки. Это повысило качество вскрытия пластов и, соответственно, выросли объёмы получаемых при освоении скважин дебитов нефти. Вскрытие пластов методом ЩГПП позволило в период с 1996 по 2000 гг. увеличить дебиты по скважинам в 5-50 раз [1, 8], с 2001 по 2002 гг. – в 2-80 раз [1, 15] и вовлечь в разработку недренируемые пласты.

На основе сопоставления данных акустического профилемера и регистрируемых до и после ЩГПП средних амплитуд ВС разработан способ оценки объёмности полостей резов ЩГПП и степени связи скважины с перфорированным пластом. На способ получен патент [20]. Преимущества способа – в возможности использования для оценки качества щелевой перфорации приборов АК широкого применения. В качестве иллюстрации возможностей метода представлены результаты контроля качества ЩГПП в скважинах №№ 000, 331 Уньвинской площади [8]. Глубина щелей превысила 40 см. Глубина щелей и качество ЩГПП были оценены по сравнительным измерениям средних амплитуд ВС до и после перфорации.

Выводы: разработан эффективный комплекс количественного контроля качества щелевой гидропескоструйной перфорации, включающий в себя контроль её глубины посредством мониторинга состояния околоскважинной среды по сравнительным измерениям средних амплитуд полного волнового сигнала до и после перфорации. Его применение способствовало совершенствованию технологии ЩГПП и повышению дебитов скважин в 2-80 раз.

Глава 5. РАЗВИТИЕ СОВРЕМЕННОЙ ТЕХНОЛОГИИ АКЦ

Одно из важнейших и объёмных направлений геофизических исследований скважин – акустический контроль цементирования (АКЦ) обсадных колонн при строительстве скважин и контроль состояния цементного камня (ЦК) за колоннами в ходе их эксплуатации. Аппаратурное и методическое обеспечение АКЦ эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин разрабатывалось сотрудниками институтов ВНИИГИС (г. Октябрьский) и ВНИИНПГ (г. Уфа) (1978, 1979, 1986), (1960, 1981, 1989, 1994, 1995), .А. (1986, 1997) и др.

При строительстве скважин на территории Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС) применяются специальные конструкции крепления ствола скважин, в том числе, в интервалах:

1) надсолевых толщ – трёхколонные конструкции (кондуктор, техническая и эксплуатационная колонны);

2) солевых отложений – двухколонные конструкции (техническая и эксплуатационная колонны);

3) подсолевых и продуктивных отложений – эксплуатационная колонна.

Соответственно, назначение их следующее:

1)  кондуктора – исключение проникновения пресных вод в солевые толщи;

2)  технической колонны – обеспечение надёжной изоляции солевых толщ и их сохранности;

3)  эксплуатационной колонны – исключение заколонных перетоков воды как в подсолевые, так и в продуктивные толщи.

Поэтому при строительстве скважин на территории ВКМКС существует особо важная задача обеспечения надежного контроля цементирования кондуктора, технических и эксплуатационных колонн как одноколонных конструкций.

При эксплуатации скважин на территории ВКМКС существуют задачи: 1) контроля состояния цемента как за 1-ой (эксплуатационной), так и за 2-ой (технической) колоннами; 2) контроля состояния солевых толщ за двумя колоннами.

Соискателем, как самостоятельно, так и совместно с сотрудниками ВНИИНПГ (, , 1988), выполнены специальные исследования по акустическому контролю скважин с двухколонными конструкциями. Задача исследований – разработка руководящего документа «Технология проведения исследований и интерпретации данных акустической цементометрии в кондукторах, технических и эксплуатационных колоннах при двухколонных конструкциях скважин» (Временные методические указания, ВНИИНПГ, г. Уфа, 1988).

С 1987 по 1998 гг. на территории Пермского края:

1) последовательно внедрены в комплекс исследований обсаженных скважин всё более совершенные виды двухзондовой аппаратуры АКЦ (ЦМГА-2, МАК-2 и МАК-3), отвечающие требованиям осесимметричности скважинного прибора и исследуемой обсадной колонны, что повысило уровень контроля качества цементирования колонн [1].

2) разработаны приёмы контроля цементирования двухколонных конструкций для оценки состояния контакта цементного камня с 1-й и 2-й колоннами [1].

Важный этап развития и совершенствования акустического контроля цементирования на территории Пермского края – внедрение разработанных с участием автора средств цифровой регистрации и обработки волновых сигналов ( гг.). В результате операции определения параметров АКЦ при производственных и научных исследованиях перенесены с полевых условий в базовые. Тем самым обеспечена независимость оценок качества цементирования скважин от квалификации операторов полевой партии, многократно повышены их точность и качество, достигнута достаточная повторяемость заключений по АКЦ при обработке одних и тех же данных различными интерпретаторами [1, 9, 27].

Разработанная современная программа обработки волновых сигналов для контроля цементирования «ГИС-АКЦ» успешно внедрена на большинстве предприятий Западной Сибири и Восточно-Европейской части России, что существенно повысило уровень контроля цементирования нефтяных и газовых скважин и позволило поднять качество их строительства и ремонта [1, 5, 9, 27].

В ходе специальных исследований автором установлена эффективность спектрального анализа ВС для выявления второй свободной колонны через 1-ю свободную и определены критерии оценки состояния цементного камня за второй колонной через первую зацементированную колонну [1].

Установлено, что динамический диапазон современных регистраторов позволяет контролировать качество контакта на границе цемент-порода. Такая информация принципиально важна в случаях, если необходима гарантия надёжной изоляции водонасыщенных горизонтов надсолевой толщи от продуктивных пластов калийных солей и если существует возможность газовых перетоков за техколонной (кондуктором) в газовых скважинах. Пример – выявление участков неудовлетворительного состояния контакта «цемент-порода» за кондуктором скв.547 Сибирской пл. [1].

Одна из нетипичных задач АКЦ – контроль цементирования стеклопластиковых обсадных труб (СПОТ). Цель применения СПОТ – возможность контроля за обводнением нефтяных и газовых месторождений с помощью электрических и индукционных методов.

Проблема контроля цементирования СПОТ состоит в том, что волны по свободной колонне (Vспот=3300 м/сек) всегда накладываются на продольные и поперечные волны по породе.

Автором рассмотрено качество цементирования СПОТ в трех различных ситуациях: 1) полное отсутствие цемента за колонной; 2) плотный контакт цемента со стальной и пластиковой колонной; 3) контакт цемента и СПОТ на уровне частичного в большей части СПОТ [1].

Первый пример – скв. 589 Сибирской площади. Отсутствие цемента за колонной. На волновом сигнале наблюдаются волны по СПОТ и возможно построение их характеристик: времен пробега (305 мкс/м) и затуханий (0-10 дб/м) волны по СПОТ.

Второй пример – скв. 582 Сибирской площади. Плотный контакт цемента с колонной. По фазокорреляционным диаграммам продольных и поперечных волн фиксируется разрез пород башкирских отложений, отсутствуют волны по СПОТ, время пробега гидроволн в пределах 740+/-20 мкс/м.

При частичном контакте цемента и колонны (пример, скв. 589 Сибирской пл.) фазовые линии гидроволн неустойчивы – в разрывах и искажениях. Эта ситуация интерпретируется как частичный контакт цемента со СПОТ.

В 2001 году выполнены опытные работы по контролю цементирования 4-х газовых скважин крупнейшего газового месторождения Западной Сибири - Заполярное. Цель работ – контроль качества цементирования газовых скважин по современной технологии. На компьютерном оборудовании ПФ «Севергазгеофизика» автором выполнена оперативная обработка данных АКЦ. По данным результатам в декабре 2001 года руководством Газпрома проведено специальное совещание, в соответствие с решением которого с 2002 по 2004 гг. контроль цементирования строящихся на Заполярном месторождении скважин выполнялся [1].

В 2005 году соискателем предложен и впервые на территории ВКМКС выполнен контроль состояния солевых толщ за двумя колоннами (скв. 201 Шершневской пл.). В 2006 г. исследованиями ряда скважин подтверждена эффективность предложенного метода контроля целостности солевых толщ за двумя колоннами [1].

Таким образом, посредством разработки и внедрения современных технологий регистрации и обработки волновых сигналов повышена объективность заключений о состоянии цементного камня за колоннами при строительстве и эксплуатации скважин на территории Пермского края и Западной Сибири. Получено решение задач: а) акустического контроля цементирования нестандартных обсадных колонн (кондукторов, двухколонных конструкций, стеклопластиковых колонн); б) контроля состояния солевых толщ за двумя колоннами.

Глава 6. РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА

СКВАЖИННЫХ АКУСТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Любая современная технология акустических исследований скважин опирается на самую важную её составляющую – скважинные приборы. Между тем, до сих пор не сформулированы требования к основным характеристикам скважинных акустических приборов (рабочей частоте зондирования, допустимому отклонению прибора от оси скважины) с учётом скважинных условий. Основные приборные и скважинные факторы, которыми определяются стабильность, повторяемость, воспроизводимость акустических параметров, регистрируемых в открытом стволе и обсаженных скважинах – рабочая частота зондирования, диаметр акустических преобразователей, диаметр исследуемой скважины и степень его флуктуаций, устойчивость прибора на оси скважины.

Для оценки реальных возможностей скважинных приборов акустического каротажа автором разработан способ определения их эксплутационных качеств с учётом приборных (частоты зондирования, диаметров излучателей и приёмников) и скважинных (диаметра скважины) факторов и их подбора [1].

Условие качества акустического каротажа – осесимметричность прибора и скважины. Это условие обеспечивается жёстким центрированием скважинных приборов по оси скважины. Требуемая степень жёсткости центрирования для каждого конкретного прибора определяется частотой зондирования, диаметрами излучателей и приёмников прибора и диаметром скважины.

Рассмотрено влияние этих трех факторов на качество регистрируемых параметров АК разными видами приборов.

Для оценки этого влияния введено понятие допустимого предельного смещения (ДПС) прибора. ДПС взято равным 1/8 длины волны сигнала в скважинной жидкости. ДПС=λ/8=200/fр, где fр – рабочая частота прибора в герцах.

Для сравнительной оценки характеристик устойчивости любого АК-прибора для исследований скважин конкретного диаметра введено понятие формфактора Ff. Ff – параметр, учитывающий взаимосвязь ДПС, dскв и dср, где, dср - полусумма диаметров излучателя и приёмника. Отношение Ff=(dскв - dср)/ДПС – формфактор.

Ff - эксплуатационная характеристика скважинного прибора. Чем меньше Ff прибора, тем меньше влияние колебаний прибора относительно оси скважины и изменений диаметра скважины на регистрируемые АК-параметры.

В открытом стволе (dскв = 215 мм) вычисленные значения Ff равны для МАК-2НЧ (dср = 85 мм) – 10.0 ед., для СПАК-6 (dср = 55 мм) – 21.4 ед.

В колонне (dвнутр = 129 мм) значения Ff равны для МАК-2 НЧ – 3.58 ед.; для АКШ-42 – 5.86 ед.; для МАК-2 ВЧ – 5.20 ед.; для МАК-42 – 12.6 ед.; для АКТАШ (dср = 30мм) – 16.3 ед. Исходя из этих данных, лучший по устойчивости регистрируемых параметров – МАК-2НЧ.

Достаточная устойчивость регистрируемых в скважинах диаметром более 200 мм параметров АК для ряда существующих приборов АК достигается при значениях Ff не более 10-11 единиц. Необходимая же устойчивость параметров АК, регистрируемых в открытых и обсаженных стволах скважин, достигается при значениях Ff не более 6 единиц [1].

Эти критерии служат для оценки применимости конкретного вида приборов в скважинах конкретного диаметра и их подбора для АК-исследований.

В открытом стволе даже при идеальном центрировании прибора зарегистрировать без искажений акустические параметры физически невозможно, поскольку нет скважины без какой либо деформации ствола (вертикальные и спиральные желоба, вывалы и каверны).

Для повышения точности определений интервальных времен и затуханий различных типов волн, регистрируемых аппаратурой АК, применяют 4-х зондовые скважинные приборы (например, компенсированный зонд).

В 1988 году автором предложен способ повышения точности определений кинематических и динамических характеристик различных типов волн при акустическом каротаже скважин.

Суть способа смещения состоит в том, что дополнительно к стандартно вычисляемой паре измерительных параметров – интервальных времён пробега dT и затуханий a (обозначим их dT1 и a1) вычисляется ещё одна пара тех же параметров (обозначим их dT2 и a2). Перед расчётом dT2 и a2 производится предварительное смещение по глубине масси­вов данных T1 и A1 относительно массивов T2 и A2 на длину базы измерения и рассчитываются новые значения кривых dТ2 и a2. Затем, как сред­ние между значениями dТ1 и dТ2 и a1 и a2, определяются уточнённые значения интервальных времен dТ и затуханий a, а также разностные параметры δdТ= (dТ1 - dТ2)/2 и δa= (a1 - a2)/2. Значения δdТ и δa – суть кривые погрешности определения стандартных параметров dТ1 и a1.

При применении способа смещения посредством корректировки измеряемых параметров за деформации ствола повышается точность измерений обычной двухзондовой аппаратуры, оценивается дефектность ствола скважины, выявляются интервалы скважин со спиральными желобами, делается оценка достоверности и качества первичных параметров (на искажения 1-ых вступлений, влияние дефектов ствола) и т. д.

Составлены алгоритмы расчётов интервальных времён пробега и затуханий Р и S-волн при смещении зондов и абсолютных погрешностей определений времён пробега и затуханий.

Приведены примеры практического применения способа в ряде скважин. Способ смещения позволяет учитывать и корректировать погрешности в определениях интервальных времен и затуханий из-за изменений диаметра скважины в кавернах и тем самым повышает точность измерений двухзондовой аппаратуры и расширяет ее возможности [1].

Таким образом, в ходе исследований разработаны алгоритмы и способы повышения качества регистрации данных акустических исследований. Они реализуются: а) применением скважинных приборов, удовлетворяющих условию оптимальных значений специального параметра – формфактора, учитывающего рабочую частоту, диаметры прибора и скважины; б) учётом влияния деформаций ствола на регистрируемые акустические параметры.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты выполненных исследований сводятся к следующему:

1. Разработанными высокоразрешающими средствами цифровой регистрации и обработки волновых сигналов стандартных и новых акустических методов, данных акустического телевизора решены ряд научно-исследователь-ских задач и получены новые результаты о строении низкопористых продуктивных толщ, реализованы высокоэффективные технологии контроля состояния цементного камня и пород за колоннами.

2. Разработан и доведен до практического использования принципиально новый акустический метод изучения строения околоскважинного пространства – глубинное акустическое зондирование, обладающий в сравнении с акустическим каротажом большим охватом околоскважинного пространства. Он позволяет расчетом коэффициента радиальной неоднородности пород выявлять сложнопостроенные коллекторы и зоны интенсивной субвертикальной и вертикальной трещиноватости.

3. Создан комплекс методов выделения низкопористых коллекторов: акустический каротаж по приточным зонам (АКПЗ) с вычислением коэффициента приточности и глубинное акустическое зондирование (ГАКЗ) с вычислением коэффициента радиальной неоднородности пород в околоскважинном пространстве. Применением комплекса АКПЗ, ГАКЗ и акустического телевизора в карбонатных разрезах с высокой надёжностью выделяются низкопористые коллекторы и возможна их дифференциация на сложнопостроенные, кавернозные и трещинные коллекторы.

4. Установлены по снимкам акустического телевизора и результатам целевых испытаний низкопористых карбонатных толщ закономерности размещения трещинных зон. С использованием выявленных закономерностей специальной обработкой данных стандартного комплекса методов геофизических исследований скважин (профилеметрия, боковой и радиоактивный каротаж) возможно выделять в низкопористых разрезах потенциально продуктивные трещинные зоны и тем самым решать задачи доразведки и увеличения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений.

5. Разработан и внедрён в производство комплекс контроля качества щелевой гидропескоструйной перфорации, который, наряду с определением местоположения резов методами САТ и электромагнитной дефектоскопии, позволяет проводить эффективный контроль глубины щелевой гидропескоструйной перфорации по отношениям средних амплитуд полного волнового сигнала до и после перфорации.

6. Созданными средствами регистрации, обработки и интерпретации данных акустического контроля состояния цементного кольца за обсадными колоннами повышена эффективность контроля герметичности затрубного пространства при строительстве и эксплуатации нефтяных и газовых скважин на ряде месторождений Пермского края и Западной Сибири и решены некоторые исследовательские задачи контроля цементирования кондукторов, двухколонных конструкций, стеклопластиковых колонн.

7. Введён новый комплексный параметр – формфактор, учитывающий рабочую частоту, диаметры преобразователей прибора и скважины. Выбор для скважинных исследований акустических приборов с оптимальными значениями формфактора позволяет повысить качество акустических измерений. Учёт влияния деформаций ствола на регистрируемые акустические параметры также повышает качество акустических исследований.

Список основных опубликованных работ по теме диссертации

Монография

1.  Жуланов акустические исследования в гетерогенных средах. – Пермь: Пресстайм, 2006. – 144 с.

Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых журналах,

входящих в перечень ВАК ()

2.  , , Гиниятов желобообразных нарушений стенок скважины на показания методов ГИС // Каротажник. Научно-технический вестник. – 1997, вып. 36. – С. 39-43.

3.  , Семенцов применения цифровой регистрации и обработки волнового сигнала АК в // Каротажник. Научно-технический вестник. – 1998, вып. 50. – С.110-112.

4.  , , Шумилов к современным системам обработки и интерпретации материалов волнового акустического каротажа // Каротажник. Научно-технический вестник. – 1999, вып. 65. – С.40-43.

5.  , , Шумилов технологии обработки и интерпретации данных ВАК // Каротажник. Научно-технический вестник. – 1998, вып. 51. – С.29-32.

6.  , , Шумилов использования методики выделения приточных зон на месторождениях Пермской области // Каротажник. Научно-технический вестник. – 1999, вып. 67. – С

7.  , Матяшов сложных коллекторов на площадях севера Пермской области // Геофизика 2000: спецвыпуск. – М., 2000. – С.82-84.

8.  , Матяшов комплекс контроля щелевой перфорации // Геофизика 2000: спецвыпуск. – М., 2000. – С.138-139.

9.  , , Шумилов «ГИС-АКЦ» - эффективное средство контроля качества цементирования обсадных колонн скважин. // Каротажник. Научно-технический вестник. – 2002, вып. 93. – С. 90-94.

10.  , , Матвеева изучения низкопористых карбонатных коллекторов по ВАК // Каротажник. Научно-технический вестник. – 2002, вып. 107. – С. 95-103.

11.  , , О некоторой закономерности размещения зон трещиноватости в карбонатных разрезах севера Пермской области // Геофизический вестник. – 2004, № 5. – С. 6-9.

12.  , , Воеводкин акустических методов для выделения множественной вертикальной и субвертикальной трещиноватости // Геофизический вестник. – 2004, № 6. – С. 7-10.

13.  , , О деформациях горных горных пород и связанных с ними особенностях развития трещинных зон // Геофизический вестник. – 2005, № 7. – С. 13-16.

14.  , , Гуляев пород, их проявление в скважинах и влияние на показания методов ГИС // Геофизический вестник. – 2005, № 8. – С. 9-11.

15.  , , Гуляев технология контроля качества щелевой гидропескоструйной перфорации // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. – 2005. – С. 38-42.

16.  , , К вопросу о закономерности размещения трещиноватости // Геология нефти и газа. – 2006, № 1. – С. 25-28.

Авторские свидетельства и патенты

17.  А. с. 970037. Обработка волнового сигнала (WSP): Программа для ЭВМ // Белов СВ., , – РосАПО, 03.02.1997.

18.  А. с. 980433. Система обработки волнового сигнала (ГИС-Акустика): Программа для ЭВМ / , , Белов СВ., – РосАПО, 13.07.1998.

19.  А. с. . Определение качества цементирования скважин (ГИС-АКЦ): Программы для ЭВМ / , , Белов СВ., – РОСПАТЕНТ, 16.08.2000.

20.  Патент 2174242. Акустический способ определения параметров объёмных полостей в околоскважинной пространстве перфорированной скважины / , , ; Москва, РОСПАТЕНТ, 27 сент. 2001 г.

Статьи, материалы конференций

21.  , и др. Выявление коллекторов сложного типа в верхне-девонских нефтегазонасыщенных рифовых массивах // Материалы 2‑го семинара “Изучение рифогенных структур геофизическими методами”. – Пермь 1981. – С. 97-98.

22.  , , Жуланов  скважинного акустического телевизора для исследований обсадных колонн // Труды НПФ «Геофизика», вып. II. – Уфа, 1981. – С. 72-77.

23.  , , Гиниятов характера строения порового пространства карбонатных коллекторов по данным наклонометрии и скважинного телевизора в разрезах Пермского Прикамья // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений. – Пермь: Пермский гос. политехнический ин-т. – 1989. – С. 175-185.

24.  Жуланов аспекты использования скважинного акустического телевизора // Материалы Всерос. науч.-техн. совещ. «Применение геофизических методов при решении геологических, инженерно-геологических и экологических задач». – Пермь, 1994. – С. 34-38.

25.  , Семенцов применения цифровой регистрации и обработки волнового сигнала АК и использование скважинного акустического телевизора в // Материалы науч.-практ. семинара «Новые сейсмоакустические технологии исследования нефтегазовых скважин». – Тверь: АО НПЦ «Тверьгеофизика», 1997. – С. 54-57.

26.  , , Шумилов использования методики выделения приточных зон на месторождениях Пермской области // Материалы республ. науч.-практ. конф. «Состояние и перспективы использования геофизических методов для решения актуальных задач поисков, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. – Октябрьский: ВНИИГИС, 1999. – С. 301-305.

27.  , , «Программа ГИС-АКЦ» - эффективное средство контроля качества цементирования // Тезисы докл. науч. симпозиума «Новые технологии в геофизике». – Уфа: НПФ «Геофизика»», 2001. – С. 86-88.

28.  , Жуланов околоскважинного пространства с помощью геовизора // Труды Нижегородской акустической сессии. – Нижний Новгород, 2002. – С.153-155.

29.  , , Воеводкин задачи выделения низкопористых карбонатных коллекторов на примере пл. Белая Пашня. // Материалы Международной науч.-практ. конф. «Перспективы развития геофизических методов в XXI веке». – Пермь, 2004. – С.65-70.

30.  , , И., Носов геофизический метод выделения зон вертикальной и субвертикальной трещиноватости // Материалы Международной науч.-практ. конф. «Перспективы развития геофизических методов в XXI веке». – Пермь, 2004. – С. 60-64.

31.  , , И., Носов комплекс акустических методов для выделения и оценки строения коллекторов в НПК-толще // Материалы науч.-практ. конф. «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». – Ханты-Мансийск, 2004, т. 2. – С.75-78.

32.  , , Новосёлов АК-комплекс для выделения сложных коллекторов в НПК-толще // Материалы науч.-практ. конф. «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» – Ханты-Мансийск, 2004, т. 2. – С.120-125.

33.  , Жуланов опытно-промышленного внедрения высокочастотного акустического дефектоскопа ВАД-М12 для оценки качества цементирования и технического состояния обсадных колонн на скважинах -Пермнефть» // Материалы науч.-практ. конф. «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». – Ханты-Мансийск, 2004, т.3. – С. 38-45.

34.  , , О закономерности размещения трещинных зон и возможности повышения нефтеотдачи действующих месторождений // Материалы науч.-практ. конф. «Передовые технологии строительства и ремонта скважин. – СПб: Недра, 2005. – С. 285-287.