Способ обнаружения полезных ископаемых

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при поиске, разведке и разработке полезных ископаемых для определения местоположения продуктивных пластов в породах, вскрытых скважиной. Техническим результатом изобретения является повышение информативности и эффективности работ по обнаружению полезных ископаемых, ускорение процесса определения местоположения продуктивного пласта, в том числе на ранних стадиях поисково-разведочных работ и в скважинах различного типа - с открытым стволом, с неперфорированной и/или перфорированной колонной, и повышение производительности труда по поиску, разведке и добыче природных ресурсов. Для этого в скважине регистрируют термограмму. Методом вейвлет-анализа из термограммы выделяют пространственные периодические составляющие колебаний температуры. Местоположение продуктивного пласта в разрезе определяют по резкому увеличению амплитуды короткопериодической составляющей колебаний температуры на исследуемом интервале глубин. Способ применяют для получения полноценной информации на ранней стадии работ по поиску и разведке полезных ископаемых без отбора и анализа керна. 4 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к области геофизики. Применимо при поиске, разведке и разработке полезных ископаемых и предназначено для определения местоположения продуктивных пластов в породах, вскрытых скважиной.

Продуктивным назван геологический пласт, содержащий искомое полезное ископаемое.

Известен [1] способ выделения продуктивного пласта, основанный на исследовании локальных тепловых полей, связанных с отличием теплопроводности пласта, содержащего полезные ископаемые, например нефть, от теплопроводности выше- и нижележащих горных пород. Это отличие проявляется в распределении температуры по стволу скважины. Исследование скважины выполняют методом термометрии, заключающимся в том, что с помощью термометра, спускаемого в скважину на каротажном кабеле, регистрируют распределение температуры по глубине (термограмму). Возможное местоположение продуктивного пласта определяют путем выделения на термограмме температурных аномалий - участков с отклонением температуры от эталонного распределения.

Недостатком способа [1] является неоднозначность в определении природы аномалии, вызванной, например, техногенными факторами. Другим недостатком является невысокая надежность способа, так как выделение продуктивного пласта производят на основе субъективного визуального анализа величины и формы аномальных участков термограммы.

Известен [2] способ определения местоположения продуктивного пласта путем создания искусственного теплового поля. Для этого создают тепловое возмущение в скважине, например, закачкой или отбором жидкости из скважины. Через некоторое оптимальное время после теплового возмущения скважины регистрируют термограмму. О местоположении продуктивного пласта судят по положению температурной аномалии, возникающей в результате воздействия. Например, при заполнении скважины раствором, более горячим, чем породы, пластам с высокой температуропроводностью соответствуют отрицательные аномалии температуры.

Недостатком способа [2] является необходимость предварительного теплового возмущения скважины. Точность определения местоположения продуктивного пласта существенно зависит от выбора параметров воздействия - объема и температуры закачанного раствора, а также времени, через которое снимается термограмма. Выбор оптимальных условий возможен только при известных начальном (до возмущения) распределении температуры по стволу скважины и теплопроводности пород, что снижает эффективность способа. Точность результата снижается вследствие неравномерности прогрева ствола скважины по его длине. Кроме того, реализация способа требует дополнительных работ - проведения подготовки скважины путем закачки или отбора жидкости. Способ применим для исследования только ограниченного круга объектов, а именно - перфорированных скважин. Способ непригоден для неперфорированных скважин, например поисковых.

Известен [3] способ исследования скважин путем создания искусственного теплового поля. На каротажном кабеле выше термометра вдоль оси скважины закрепляют электронагреватель. Нагрев ствола скважины осуществляют равномерно по всей длине в процессе подъема термометра с нагревателем с постоянной скоростью. Одновременно регистрируют температуру по стволу скважины. Разогретый ствол скважины после окончания воздействия охлаждается, передавая тепло окружающим породам. Чем выше теплопроводность окружающих пород, тем интенсивнее охлаждается ствол скважины. На полученной термограмме пласты с разной теплопроводностью выделяют по возникающим температурным аномалиям.

Недостаток известного способа [3] заключается в необходимости создания искусственного теплового поля при помощи нагревателя, что требует значительного расхода электроэнергии на разогрев ствола скважины и эксплуатации технически сложного оборудования. Кроме того, при подъеме термометра по стволу скважины измеряется температура возмущенного движением конструкции кабель-нагреватель-термометр столба жидкости, что вызывает существенные погрешности в измерениях.

Известен [4] способ исследования внутреннего строения газонефтяных залежей, основанный на измерении по стволу скважины температуры, давления и расхода в процессе отбора флюида на различных режимах работы скважины. Определяют геотермический градиент, величины калориметрических эффектов смешения притоков и значения коэффициента Джоуля-Томпсона. На этой основе рассчитывают эталонную термограмму и сравнивают ее с фактической термограммой. О строении газонефтяной залежи судят по величине и знаку фактических аномалий температуры.

Недостаток известного [4] способа заключается в необходимости создания искусственного теплового поля движением жидкости в скважине. Способ применим для исследования только ограниченного круга объектов, а именно перфорированных скважин, и непригоден для неперфорированных скважин, например поисковых. Кроме того, осуществление способа требует применения комплекса методов исследования, включающих измерение температуры, давления и расхода, что связано с эксплуатацией технически сложного оборудования.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ [5] обнаружения скоплений флюидов в геологических объектах, вскрытых скважинами. Он основан на сравнении распределения температуры в реперном слое из плотных пород и в слое проницаемых пород, предположительно содержащих скопления флюидов. О наличии флюидов, например нефти, судят по обнаруженным интервалам с аномальной температурой.

Недостатком известного способа [5] является необходимость регистрации не менее двух термограмм в остановленной скважине с одновременной регистрацией изменения температуры во времени. Это увеличивает продолжительность и трудоемкость исследований. Кроме того, реализация способа требует отбора или закачки жидкости в скважину. Поэтому способ применим для исследования только ограниченного круга объектов - перфорированных скважин и непригоден для неперфорированных скважин, например поисковых и разведочных. Это исключает возможность применения способа [5] на ранней стадии поисково-разведочных работ.

Целью предлагаемого изобретения является повышение информативности и эффективности работ по обнаружению полезных ископаемых, ускорение процесса определения местоположения продуктивного пласта, в том числе на ранних стадиях поисково-разведочных работ и в скважинах различного типа - с открытым стволом, с неперфорированной и/или перфорированной колонной.

Цели достигают тем, что в скважине однократно измеряют распределение температуры по стволу скважины, получают термограмму, производят математическую обработку термограммы, методом вейвлет-анализа из термограммы выделяют пространственные периодические составляющие колебаний температуры, а местоположение продуктивного пласта в разрезе определяют по резкому увеличению амплитуды короткопериодической составляющей колебаний температуры на исследуемом интервале глубин.

Вейвлет-анализ - это представление сигнала в виде обобщенного ряда или интеграла Фурье по системе базисных функций, сконструированных из исходного вейвлета за счет операций сдвига и изменения масштаба по оси независимой переменной [6]. Вейвлеты представляют собой функции в виде коротких волн (всплесков) с нулевым интегральным значением и с локализацией по оси независимой переменной. Изменение масштаба обеспечивает способность вейвлета выявить различие в характеристиках процесса на различных шкалах. Посредством сдвига вейвлета анализируют локальные особенности любого процесса в различных точках на всем интервале изменения независимой переменной. В нашем случае анализируемый процесс - это изменение температуры в скважине с изменением глубины, независимая переменная - глубина.

Предлагаемый способ осуществляют, например, следующим образом. По стволу скважины сверху вниз проводят измерения температуры поточечно или с непрерывной записью и получают термограмму. Для измерений используют соответствующее оборудование и методику [7]. Действия по последующей обработке термограммы поясняются Примерами 1 и 2.

Пример 1

На Фиг.1 показано реальное распределение температуры (термограмма) по стволу неперфорированной разведочной скважины №3915 (Бавлинское нефтяное месторождение, Республика Татарстан) в координатах глубина (м) - температура (°С). Термограмму обрабатывают - анализируют вейвлет-спектры термограммы. Особенности термограммы, связанные с наличием продуктивного пласта в геологическом разрезе, имеют характерную форму (участок А-А на Фиг.1) и четко проявляются на вейвлет-спектре термограммы в виде резкого увеличения амплитуды короткопериодической составляющей колебаний температуры.

На Фиг.2 показано полученное в результате вейвлет-анализа термограммы (Фиг.1) распределение амплитуды короткопериодической составляющей колебаний температуры в координатах глубина (м) - температура (°С). Из Фиг.2 видно, что колебания температуры с длиной волны 37 м имеют резкий всплеск амплитуды в интервале глубин от 1740 до 1770 м (участок А-А на Фиг.2). Из практики эксплуатации этого месторождения известно, что именно в этом интервале глубин (от 1740 до 1770 м) расположены нефтепродуктивные пласты, находящиеся в разработке. Это подтверждает осуществимость и полезность предлагаемого способа для обнаружения продуктивных пластов в неперфорированной скважине.

Пример 2

На Фиг.3 и Фиг.4 показаны аналогичные вышеприведенным графики для скважины другого типа - перфорированной эксплуатационной скважины №3995а (Ромашкинское нефтяное месторождение, Республика Татарстан). Из практики эксплуатации этой площади данного месторождения известно, что нефтепродуктивные пласты, находящиеся в разработке, расположены в выделенном вейвлет-анализом интервале глубин от 1700 до 1750 м (участки А-А на Фиг.3 и 4).

Примеры 1 и 2 подтверждают, что для осуществления предлагаемого способа достаточно однократной регистрации термограммы в перфорированной или неперфорированной скважине и последующей математической обработки результатов измерений методом вейвлет-анализа.

Сравнение предлагаемого способа с прототипом показывает, что предлагаемый способ содержит признаки, отличающие его от прототипа по существу, а именно возможность определения продуктивных пластов по единичной термограмме и применимость способа для использования в любых типах скважин, в том числе неперфорированных, и поэтому удовлетворяет критериям изобретения по признакам "новизна" и "изобретательский уровень".

Обработкой массива термограмм скважин любого типа, например поисковых, разведочных, эксплуатационных, пьезометрических, артезианских, различных нефтяных, газовых, газоконденсатных, угольных, термальных вод и других месторождений, установлена надежная взаимосвязь между положением пласта с полезными ископаемыми и интервалом глубин, на котором зарегистрировано возрастание амплитуды короткопериодических составляющих колебаний температуры, выделенных из термограммы вейвлет-анализом.

Особая полезность предлагаемого способа состоит в обеспечении возможности получения полноценной информации на ранней стадии работ по поиску и разведке полезных ископаемых без отбора и анализа керна. Например, когда требуется определить интервал для перфорации колонны в поисковой или разведочной скважине для опробования на возможный приток нефти. Известные аналоги и прототип позволяют получить требуемую информацию с достаточным уровнем надежности только в перфорированной скважине и в такой ситуации бесполезны. В этой ситуации только предлагаемый способ дает необходимую информацию, недоступную при использовании прототипа.

Таким образом, предлагаемый способ повышает информативность и эффективность работ по обнаружению полезных ископаемых, ускоряет процесс определения местоположения продуктивного пласта, в том числе на ранних стадиях поисково-разведочных работ, в скважинах различного типа - с открытым стволом, с неперфорированной и/или перфорированной колонной, уменьшает влияние субъективного фактора при анализе термограмм и повышает производительность труда по поиску, разведке и добыче природных ресурсов.

Использованные источники

1. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика - М.: Недра, 1986. - С.105-107.

2. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика - М.: Недра, 1986. -С.108.

3. Патент РФ №2136880, кл. Е21В 47/00. Описание изобретения к патенту.

4. Патент РФ №2143064, кл. Е21В 47/00. Описание изобретения к патенту.

5. Патент РФ №2013533, кл. Е21В 47/00. Описание изобретения к патенту.

6. Дьяконов В.П. Вейвлеты, от теории к практике. - М.: СОЛОН-ПРЕСС, 2004. - 248 с.

7. Христофорова Н.Н., Непримеров Н.Н., Христофоров А.В. и др. Тепловой режим и оценка перспектив нефтегазоносности Приволжского региона. - Георесурсы (науч.-техн. журнал), N.1 (15) Казань: Изд-во Казанского университета, 2004. - С.24-27.

Способ обнаружения полезных ископаемых в разрезе, вскрытом скважиной, включающий измерение температуры по стволу скважины, математическую обработку результатов измерений, отличающийся тем, что в скважине любого типа однократно регистрируют термограмму, методом вейвлет-анализа из термограммы выделяют пространственные периодические составляющие колебаний температуры, а местоположение продуктивного пласта в разрезе определяют по резкому увеличению амплитуды короткопериодической составляющей колебаний температуры на исследуемом интервале глубин.