Способ и устройство для определения пластов, содержащих углеводороды



Способ и устройство для определения пластов, содержащих углеводороды

 


Владельцы патента RU 2508448:

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем механики им. А.Ю. Ишлинского Российской академии наук (ИПМех РАН) (RU)

Изобретения относятся к нефтегазовой промышленности и могут быть использованы для определения местонахождения углеводородного сырья при бурении скважин. Техническим результатом является упрощение и повышение достоверности способа и устройства определения пластов, содержащих углеводороды. Способ включает бурение разведочной скважины и регистрацию информационного сигнала из зоны бурения. При этом в качестве информационного сигнала регистрируют возникающее от разрушения буром материала пласта электромагнитное излучение, сравнивают полученный спектр сигналов с предварительно полученными спектрами от разрушения материалов, содержащих известное количество углеводородного сырья, и при их совпадении судят о содержании углеводородов в пробуриваемом пласте. Кроме того, возникающий в объеме бура сигнал регистрируют радиоантенной, расположенной на земной поверхности, а бур электрически изолируют от обсадной трубы. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретения относятся к нефтегазовой промышленности и могут быть использованы для определения местонахождения углеводородного сырья при бурении скважин и последующей оценки структуры пласта, его размеров и глубину залегания, пористости, проницаемости, повысить эффективность поисково-разведочных работ на нефть и газ и значительно снизить материальные затраты на бурение скважин.

Известен способ поиска залежи углеводородов (RU 2161809 [1]), в котором проводят генерирование сейсмических колебаний сейсмовибратором в диапазоне от 2 до 5 Гц, регистрируют информационный сигнал с использованием трехкомпонентных приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать информационный сигнал в инфразвуковом диапазоне и расположенных на расстоянии не более 500 м друг от друга и не далее чем 500 м от сейсмовибратора, в диапазоне частот от 2 до 5 Гц одновременно по трем компонентам как до, так и во время генерирования сейсмического сигнала, а о наличии залежи углеводородов судят по появлению спектральной аномалии информационного сигнала не менее чем на одной из компонент при записи информационного сигнала во время генерирования сейсмических колебаний по сравнению с информационным сигналом, измеренным до генерирования. Недостатком известного способа является низкая информативность, не позволяющая определить глубину залежи, а также сложность математического анализа полученных сигналов из-за невозможности выделения записанных помех.

Известен способ геоэлектроразведки, используемый при глубинных зондированиях для поиска и разведки месторождений нефти и газа (RU 2076343 [2]). Способ заключается в следующем. По результатам предварительных исследований выявляют параметры неоднородности. Рассчитывают площадь этой неоднородности QH при ее проекции на дневную поверхность. Рассчитывают размер площади, на которой проводят наблюдения Q=QH+h2/2, где h - глубина залегания неоднородности. Рассчитывают максимальное и минимальное расстояния между источниками поля. Расстанавливают приемники по системе профилей с некоторым шагом у между приемниками. Располагают не менее двух источников поля параллельно неоднородности по разные стороны от нее. Пропускают электрический ток, одинаковый по величине и направлению. Регистрируют в пунктах наблюдения производную вертикальной компоненты вектора магнитной индукции и первые горизонтальные компоненты электромагнитного поля U1x и U1y. Учитывая параметры вмещающей среды, выделяют электрические составляющие аномального поля U3ах и U3аy Затем пропускают одинаковый по величине электрический ток, направление которого по одну сторону от неоднородности оставляют первоначальным, а по другую меняют на противоположное. Регистрируют вторые горизонтальные компоненты электромагнитного поля U X | | и U y | | и выделяют магнитные составляющие аномального поля Uмах и Uмаy

Недостатком является сложность реализации, необходимость сложного оборудования и относительно невысокая достоверность.

Известен способ проведении геофизической разведки нефтяных и газовых месторождений электромагнитными методами (RU 2134893 [3]). Для повышения достоверности обнаружения залежи, ее глубины и контура проводят электроразведку многократным профилированием установкой зондирований, регистрируют поле в точках наблюдения каждой установки в интервале времени от te до tk, где te - эффективная длительность импульса становления поля, которую определяют по точке пересечения касательной к кривой импульса становления поля в момент его наибольшего спада с осью времен, tk - конечное время регистрации. Выполняют частотный анализ сигнала, зарегистрированного в средней точке установки зондирований, и находят среднеквадратичный уровень гармоник спектра в интервале частот 20-40 Гц (Аср). Выполняют частотный анализ для части сигнала, выбранной в текущем временном окне, и выделяют квазигармонические колебания низкочастотного электромагнитного излучения слоя (НЭМИС) в диапазоне частот 1-10 Гц, определяют значение средней энергии спектра в этом диапазоне частот, нормируют его на величину Аср и по приращению нормированной энергии НЭМИС судят о наличии нефтегазовых залежей, определяют их контуры и глубины залегания.

Наиболее близким к заявляемому по своей технической сущности является способ для определения параметров коллектора, включающий возбуждение в около скважинном пространстве акустических волн и регистрацию возникающего в процессе деформирования среды при прохождении акустических волн электромагнитного излучения (RU 2188940 [4]). Регистрируют в радиоволновом диапазоне на резонансных акустических частотах амплитудно-частотные характеристики электромагнитного излучения и по изменению их частотного и амплитудного спектра судят о типе и количественном составе флюида в породе.

Недостатком известного способа является необходимость расположения в скважине источника акустических волн и измерительной аппаратуры, что не решает поставленную задачу получения информации в процессе бурения скважины.

Известна система электроразведки, используемая при поисках нефтегазовых месторождений, включающая средство возбуждения импульсного электромагнитного поля (ЭМП), средство измерения напряженности полного ЭМП в паузах между импульсами тока, к которому подключен процессор обработки данных (ПОД) (RU 14085 U1 [5]).

Процессор ПОД выполнен с возможностью выделения из напряженности полного ЭМП регистрируемых осцилляции 1) напряженности ЭМП индукционной вызванной поляризации (ИВП) gрегивп в полосе частот 0,2-0,5 Гц и 2) напряженности вторичного сейсмоэлектрического эффекта (ВСЭ) gрегвсэ в полосе 2-30 Гц, а также с возможностью сравнительного анализа величины gрегивп с теоретически рассчитываемой величиной gивп и величины gрегвсэ с теоретически рассчитываемой зависимостью gвсэ.

Недостатком известного устройства является относительно невысокая достоверность, достигаемая при его использовании.

Известна система высокоразрешающей геоэлектроразведки, содержащая размещенные в заданном районе для изучения геологической среды блок передатчика, блок приемника, коммутирующее устройство, приемопередающую антенну, блок измерения электромагнитного поля (ЭМП) и блок регистрации (RU 67732 U1 [6]).

Коммутирующее устройство подключено к приемопередающей антенне, к блоку передатчика и к блоку приемника, который подключен к блоку измерения. Блок измерения и блок регистрации включены в состав процессора обработки данных (ПОД), который содержит последовательно соединенные блок измерения полного ЭМП при зондировании становлением в ближней зоне в паузах между импульсами тока, блок накопления информации, блок обработки данных (ОД), блок анализа и интерпретации данных (АИД) и блок регистрации, а вход блока измерения является входом ПОД. Блок ПОД включает модуль обработки полного ЭМП, обусловленного процессом становления в паузах между импульсами тока, создаваемых блоком передатчика в приемопередающей антенне, и модуль выделения осцилляции индуктивной вызванной поляризации (ИВП), а также формирователь теоретических эталонных параметров (ТЭП) ЭМП, причем входы модуля обработки полного ЭМП и модуля выделения осцилляции ИВП подключены к выходу блока накопления информации. Выход модуля обработки полного ЭМП, выход модуля выделения осцилляции ИВП и выход формирователя ТЭП ЭМП подключены к входам блока АИД, блок АИД включает первый и второй модули сравнительного анализа, первые входы которых подключены к выходу модуля обработки полного ЭМП и выходу модуля выделения осцилляции ИВП соответственно, вторые входы - к выходу формирователя ТЭП ЭМП, а выходы модулей сравнительного анализа, являющиеся выходами блока АИД, подключены к блоку регистрации.

Недостатком является сложность реализации, необходимость сложного оборудования и относительно невысокая достоверность.

Наиболее близким к заявляемому устройству по своей технической сущности является устройство, известное из (RU 2188940 [4]). Устройство для определения параметров коллектора, содержит источник акустических волн, радиоантенну и регистрирующий прибор. Устройство снабжено блоком измерения и спектрального анализа, к входу которого подключена радиоантенна, а его выход связан с регистрирующим прибором, при этом продольная ось радиоантенны установлена перпендикулярно продольной оси скважины.

Недостатком устройства является относительно невысокая достоверность.

Отличительной особенностью анализируемого прототипа является наличие источника акустических волн, инициирующих возникновение электромагнитного излучения в радиодиапазоне. Кроме того, в скважине устанавливается антенна в плоскости, перпендикулярной продольной оси скважины. Такое расположение антенны дает возможность регистрировать сигнал, идущий от перфорационных отверстий металлической обсадной трубы. Указанное размещение антенны увеличивает разрешающую способность устройства по определению свойств среды за обсадной трубой.

Недостатком известного способа является необходимость расположения в скважине источника акустических волн и антенны с измерительной аппаратурой, что не решает поставленную задачу получения информации в процессе бурения скважины.

Заявляемая группа изобретений направлена на упрощение способа и устройства для его реализации и повышение достоверности.

Указанный результат достигается тем, что способ определения пластов, содержащих углеводороды включает бурение разведочной скважины и регистрацию информационного сигнала из зоны бурения, при этом в качестве информационного сигнала регистрируют возникающее от разрушения буром материала пласта электромагнитное излучение, сравнивают полученный спектр сигналов с предварительно полученными спектрами от разрушения материалов, содержащих известное количество углеводородного сырья, и при их совпадении судят о содержании углеводородов в пробуриваемом пласте.

Указанный результат достигается также тем, что возникающий в объеме бура сигнал регистрируют радиоантенной, расположенной на земной поверхности, а бур электрически изолируют от обсадной трубы.

Указанный результат достигается тем, что устройство для определения пластов, содержащих углеводороды, включает обсадную трубу с размещенным в ней буром, электрически изолированным от обсадной трубы и радиоантенну, расположенную на земной поверхности и соединенную с металлическим стержнем, размещенным по оси скважины и с входом блока спектрального анализа, выход которого соединен с регистрирующим прибором.

Известно, что в процессе бурения скважины происходит разрушение природных материалов, обладающих различными физическими свойствами (Бивин Ю.К. и др. Электромагнитное излучение при динамическом деформировании различных материалов. Журнал «Механика твердого тела», М., №1, 1982 г., с.183-186 [7]). При разрушении указанных материалов возникают электромагнитные волны в широком диапазоне частот. Как было установлено авторами, по распределению частотного спектра и величине текущих сигналов можно определить тип материала и наличие углеводородных составляющих в данном месте бурения. Также было установлено, что в получаемых спектрах появляются резонансные «пики» в высокочастотной области спектра. По параметрам этих «пиков» можно проводить оценку величины углеводородного содержания в каждый момент времени. Точность такой оценки определяется калиброванным спектром разрушаемого материала, содержащего известный процент углеводородного сырья.

Для получения калибровочных спектров породы, где проводится бурение, проводились эксперименты с насыщением разрушаемого материала (керны) известным количеством (в процентном отношении) углеводородного сырья. После окончания насыщения образец подвергался разрушению соответствующим буром и проводилась регистрация спектра электромагнитного излучения аппаратурой, описанной, представленной на чертеже. Появление в спектре излучения высокочастотных составляющих «говорит» о наличии углеводородного сырья на заданной глубине бурения. Изменяя количества углеводородного сырья в насыщаемом образце и регистрируя каждый раз электромагнитное излучение, получим ряд калибровочных спектров, позволяющих оценивать процентное содержание углеводородной составляющей в данном месторождении. Частичное отклонение полученных результатов от калибровочных спектров (изменение амплитуды высокочастотных пиков и смещение по частоте в спектре излучения) определяется давлением, которое испытывает керн при бурении.

При минимальных сигналах при разрушении буром материала антенна может быть расположена внутри обсадной трубы, являющейся каналом для радиоизлучения, идущего из зоны разрушения. Для исключения колебаний антенны и возможного трения о внутренние стенки обсадной трубы, антенну соединяют с жестким стержнем, расположенного в центре обсадной трубы, который позволяем принимать сигнал по всей своей длине, что повышает чувствительность устройства.

При бурении происходит непрерывное разрушение породы в объеме, сопровождающем генерирование мощных электромагнитных сигналов, которые могут быть зарегистрированы антенной, расположенной на поверхности земли. Спектр электромагнитных сигналов позволяет судить о «толщине» нефтегазового пласта. Изменение высокочастотных пиков по амплитуде дает возможность оценить его глубину залегания. Полное пропадание резонансных пиков характеризует отсутствие на данной глубине указанных составляющих. Что касается оценки данного месторождения по площади залегания, то расположение антенны в зависимости от расстояния ее от места бурения и относительному изменению (уменьшению) резонансных пиков от других составляющих спектра дает представление о размерах нефтегазового залегания.

Особенностью предлагаемого способа и устройства для определения местонахождения нефтегазового месторождения являются:

- регистрация электромагнитного излучения от разрушающего буром материала,

- расположение приемной антенны (штыревой, магнитной) вместе с измерительной аппаратурой на поверхности земли,

- регистрация спектра излучения в широком диапазоне частот и выделение резонансных «пиков» в высокочастотной области, отвечающих о наличии нефтегазовых составляющих в месте бурения,

- электромагнитные сигналы регистрируют непосредственно из зоны разрушения материала буром, для этого бур электрически изолируют от обсадной трубы,

В целом, размещение антенны с измерительной аппаратурой на поверхности земли и регистрация сигналов из зоны бурения значительно упрощает бурение скважин из-за исключения подъема обсадной трубы для извлечения кернов, позволяет автоматизировать процесс бурения, повысить разрешающую способность метода (способа) по определению наличия углеводородного сырья, оценить геометрические параметры залегания нефтегазового месторождения. Регистрация спектра излучения в широком диапазоне частот и последующая его обработка позволяет выявить высокочастотные составляющие, формируемые нефтегазовым флюидом.

Способ осуществляется с помощью устройства, включающего следующие структурные элементы (см. фиг.): бур 1, который имеет механический (электрический) привод для вращения. Бур связан через диэлектрическую вставку 2 с обсадной трубой 3 для исключения влияния трения обсадной трубы о стенки скважины 4, что повышает полезный сигнал при разрушении материала относительно возможных помех. Внутри обсадной трубы, по оси скважины 4 размещен металлический стержень 51, который соединен с антенной 5. При достаточной величине сигнала антенна 5 с измерительной аппаратурой устанавливается на земной поверхности вблизи скважины 4. Зарегистрированный сигнал от антенны 5 дополнительно усиливается в блоке 6, выполняющего функцию широкополосного усилителя, имеющий линейную характеристику в заданном диапазоне частот. С выхода усилителя сигнал поступает в блок 7, который является спектроанализатором, формирующим спектр излучения электромагнитных сигналов в широком диапазоне частот. Полученный спектр излучения оценивают на наличие составляющих нефтегазового содержания. Блок 8 является компьютером, в котором текущие данные сравнивают со спектром известных (калибровочных) зависимостей, полученных с других работающих скважин. Оценка текущего спектра производится по величине резонансных составляющих, их относительного изменения во время бурения, остроты «пиков» (частотная «узость» каждого резонансного «пика») и др.

В случае если сигнал от антенны, установленной на земной поверхности, не превышает определенный уровень можно антенну размещать и внутри обсадной трубы в ее геометрическом центре. Чтобы исключить колебания антенны и ее возможное соприкосновение с внутренней поверхностью обсадной трубы, часть антенны выполнена в виде жесткого стержня.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. Устанавливается антенна 5 в непосредственной близости от расположения места бурения. Первоначально проверяется наличие помех на антенне, когда бур работает в «холостую», т.е. включено его вращение, но бурение породы не происходит. После проверки и устранение помех включается измерительная аппаратура и производится опускание бура для контакта с поверхностью земли. Начало бурения фиксируется и производится запись текущих сигналов и, соответственно, спектров излучения. При расшифровке спектров сигналов особое внимание уделяется появлению высокочастотных составляющих резонансов, которые характеризуют наличие нефтегазовых компонентов.

Таким образом, предлагаемый способ определения нефтегазового месторождения и устройство его реализации дает возможность бесконтактно получать информацию, производить анализы получаемого спектра и по изменению частотной и амплитудной зависимости судить о месторождении.

1. Способ определения пластов, содержащих углеводороды, включающий бурение разведочной скважины и регистрацию информационного сигнала из зоны бурения, при этом в качестве информационного сигнала регистрируют возникающее от разрушения буром материала пласта электромагнитное излучение, сравнивают полученный спектр сигналов с предварительно полученными спектрами от разрушения материалов, содержащих известное количество углеводородного сырья, и при их совпадении судят о содержании углеводородов в пробуриваемом пласте.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что возникающий в объеме бура сигнал регистрируют радиоантенной, расположенной на земной поверхности, а бур электрически изолируют от обсадной трубы.

3. Устройство для определения пластов, содержащих углеводороды, включающее обсадную трубу с размещенным в ней буром, электрически изолированным от обсадной трубы, и радиоантенну, расположенную на земной поверхности и соединенную с металлическим стержнем, размещенным по оси скважины, и с входом блока спектрального анализа, выход которого соединен с регистрирующим прибором.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области магниторазведки и может быть использовано в археологии для выявления границ археологических объектов. Сущность: по квадратной сети наблюдений измеряют магнитную восприимчивость поверхности почвенного слоя.

Изобретение относится к комплексам для осуществления морской геофизической разведки. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации трубопроводов, расположенных в оползневых массивах, для принятия своевременных мер по защите трубопроводов при перемещениях грунта, вызванных нарушением весового баланса в результате сезонного оттаивания, насыщения грунта водой или иными причинами.

Изобретение относится к геофизике и может быть использовано для обнаружения подземных магнитных аномалий магнитометром при его работе в автономном режиме благодаря расположению феррозондового датчика и электронного преобразователя в общем корпусе.

Изобретение относится к области радиотехники и может быть использовано для обнаружения взрывных устройств с часовыми замедлителями, людей, попавших под завал, при условии наличия электронного часового устройства.

Изобретение относится к способу бурения двух или большего количества параллельных скважин. .

Изобретение относится к области промысловой геофизики, в частности к способам определения пространственной ориентации скважин и устройству калибровки скважинного прибора.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики. Техническим результатом является повышение качества и надежности интерпретации данных каротажа.

Изобретение относится к мониторингу свойств углеводородных пластов и свойств добываемых флюидов во время добычи, особенно в ходе механизированной добычи. Техническим результатом является определение характеристик параметров призабойной зоны и получение более качественных характеристик пласта на границе раздела пласта и скважины.

Изобретение относится к разработке углеводородных залежей сложного геологического строения с неоднородными, в том числе низко проницаемыми коллекторами. Техническим результатом является повышение точности, надежности и значительное уменьшение времени определения значения коэффициента извлечения нефти (КИН).
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности в области контроля за разработкой нефтегазовых месторождений. Техническим результатом является получение достоверной информации о пространственном распределении переменной эффективной проницаемости, имеющей характер пропускной способности флюидов пласта под воздействием стационарного давления по площади.

Изобретение относится к получению характеристик пластового флюида, имеющегося в подземном пласте, во время бурения. Техническим результатом является коррекция измеренных концентраций компонентов газа в буровом растворе.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разведке и управлении разработкой месторождений углеводородного сырья. Техническим результатом является получение объективных данных о физико-химических свойствах добываемой нефти, а именно оптических свойствах для расчета остаточных извлекаемых запасов нефти и определения текущих свойств коллекторов разрабатываемого месторождения, а также данных по обводненности продукции скважин в промысловых условиях.

Изобретение может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Устройство для оценки динамики процесса прямоточной капиллярной пропитки образцов пород относится к области петрофизических исследований.

Изобретение относится к способу оценки вероятности добычи на буровой площадке. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. .

Изобретение относится к способу для анализа скважинных данных. .

Изобретение относится к области отбора проб жидкости и может быть использовано на нефтегазодобывающих комплексах, системах, транспортирующих нефть и газ, нефтегазоперерабатывающих заводах и других предприятиях, на которых существует необходимость отбора проб из трубопроводов и технологических аппаратов. Техническим результатом является упрощение конструкции пробоотборного устройства, снижение затрат на его изготовление, а также обеспечение непрерывности технологического процесса. Устройство содержит пробоотборную и байпасную секции, смонтированные на основном трубопроводе посредством фланцевых соединений, и снабжено системой отсекания потока жидкости с общим валом и рычагом управления, отборным краном и манометром. При этом система отсекания потока жидкости выполнена в виде трех двухходовых шаровых кранов, соединенных между собой общей системой управления, с возможностью попеременного отсекания одной из секций, а пробоотборная секция выполнена съемной с возможностью подключения технологического оборудования без изменения режима работы трубопровода. 2 ил.
Наверх