Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя



Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя
Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя
Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя
Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя
Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя
Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя

 


Владельцы патента RU 2548928:

Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL)

Использование: для определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя. Сущность изобретения заключается в том, что размещают излучатель и приемник акустических волн на противоположных поверхностях образца пористой среды, осуществляют первое облучение по меньшей мере одной части образца пористой среды акустическими волнами и измеряют скорость распространения продольных акустических волн, на основе пористости и характера насыщения образца выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного типа пористой среды, осуществляют фильтрационный эксперимент по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды, осуществляют второе облучение той же части образца акустическими волнами и измеряют скорость распространения продольных акустических волн и, используя выбранную эмпирическую взаимосвязь, определяют изменение пористости в этой части образца пористой среды исходя из скоростей продольной акустической волны, измеренных до и после прокачки загрязнителя. Технический результат: обеспечение возможности определения изменения свойств пористой среды, возникающего в результате воздействия загрязнителя. 17 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к способам неразрушающего анализа образцов пористых материалов, в частности, оно может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств околоскважинной зоны нефте/газосодержащих пластов из-за проникновения в нее компонентов бурового раствора.

Проблема повреждения околоскважинной зоны пласта под воздействием проникших компонент бурового раствора (или промывочной жидкости) является очень важной, особенно для длинных горизонтальных скважин, т.к. заканчивание большинства из них производится в необсаженном состоянии, т.е. без цементированной и перфорированной эксплуатационной колонны.

Буровые растворы представляют собой сложные смеси полимеров, частиц (размером от сотен микрометров до менее одного микрона), глин и других добавок, содержащихся в "несущей" жидкости - "основе" бурового раствора, в качестве которой может выступать вода, нефть или какая-либо синтетическая жидкость.

В процессе бурения под воздействием избыточного давления фильтрат бурового раствора, а также содержащиеся в нем мелкие частицы, полимеры и иные компоненты проникают в околоскважиную зону пласта и вызывают значительное снижение ее проницаемости. Кроме того, на стенке скважины формируется внешняя фильтрационная корка, состоящая из отфильтрованных твердых частиц и иных компонентов бурового раствора.

Во время технологической процедуры очистки скважины (путем постепенного вывода на добычу) внешняя фильтрационная корка разрушается, а проникшие компоненты бурового раствора частично вымываются из околоскважинной зоны, и ее проницаемость частично восстанавливается. Тем не менее, часть компонентов остается необратимо удержанной в поровом пространстве породы (адсорбция на поверхности пор, захват в поровых сужениях и т.д.), что приводит к существенному различию между исходной проницаемостью и проницаемостью, восстановленной после проведения технологической процедуры очистки (обычно восстановленная проницаемость не превышает 50-70% от начальной).

Общепринятым лабораторным методом проверки качества бурового раствора является фильтрационный эксперимент по его закачке в образец керна с последующей обратной прокачкой (т.е. вытеснения проникшего бурового раствора исходной пластовой жидкостью), в ходе которого замеряется динамика ухудшения/восстановления проницаемости как функция от количества закачанных поровых объемов флюидов (буровой раствор или пластовая жидкость).

Общепринятый лабораторный метод позволяет измерить только интегральное гидравлическое сопротивление образца керна (отношение текущего перепада давления на керне к текущему расходу), изменение которого обусловлено динамикой роста/разрушения внешней фильтрационной корки на торце керна и накоплением/выносом компонент бурового раствора в породе.

Однако профиль поврежденной пористости и проницаемости вдоль образца керна (т.е. вдоль оси фильтрации) после закачки бурового раствора (или после обратной прокачки), представляет собой важную информацию для понимания механизма повреждения пласта и выбора соответствующего метода повышения коэффициента продуктивности скважины (минимизации повреждения призабойной зоны пласта). Данные параметры не замеряются в рамках указанной выше традиционной процедуры проверки качества бурового раствора.

Для определения этих параметров требуется привлечение дополнительных методов.

Патент США No.2003/0217599, опубликованный 7 ноября 2003 года, содержит метод определения дефектов, содержащихся внутри пористых сред, таких как мембрана, используя плоские волны. Плоские волны генерируют быструю продольную волну и медленную продольную волну внутри исследуемой пористой среды. При этом быстрая продольная волна передает информацию о пористости исследуемой среды, а медленная продольная волна - информацию о присутствии дефектов в пористой среде или типах материалов, слагающих исследуемую пористую среду.

В патенте США №2009/0168596 от 2 июля 2009 заявляется метод оценки пористости и литологии продуктивного горизонта в реальном времени с помощью каротажа, во время бурения используя измеренные величины аттрибутов затухания в породе для волн сжатия и/или сдвига. Измеренные аттрибуты затухания используются совместно с эмпирической картой литологии для определения литологии, пористости и насыщенности продуктивного горизонта, когда эти параметры неизвестны.

В патенте США No. 2011/0242938 от 6 октября 2011 предлагаются методы, а также примеры их реализации для анализа образцов керна, отобранных из скважины. Предлагаемые методы могут включать извлечение первого керна из скважины с помощью керноотборного инструмента на первой глубине, измерение ультразвуковым методом скорости звука в первом образце керна, передачу измеренной ультразвуковым методом скорости звука в первом образце керна на устройство отображения, анализ в реальном времени измеренной скорости ультразвуковых волн, выбор второго образца керна на первой глубине, если качество первого керна оказалось неудовлетворительным, извлечение второго керна на второй глубине, если первый керн оказался высокого качества. Далее в патенте США No. 2011/0242938 декларируется определение одного из следующих параметров: однородность, целостность, литология образцов керна на основе полученного профиля скорости ультразвуковых волн.

Все отмеченные выше патенты направлены на определение свойств пористой среды, таких как пористость, характер насыщения, литология, исходя из аттрибутов волн, распространяющихся через образец исследуемой пористой среды. В них не предусмотрено определение изменения свойств пористой среды, возникающего в результате воздействия загрязнителя.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности определения изменения свойств пористой среды, возникающего в результате воздействия загрязнителя.

В соответствии с предлагаемым способом определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя размещают излучатель и приемник акустических волн на противоположных поверхностях образца пористой среды, осуществляют первое облучение по меньшей мере одной части образца пористой среды продольными акустическими волнами и измеряют скорость распространения продольных акустических волн. На основе пористости и характера насыщения образца выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного типа пористой среды. Затем осуществляют фильтрационный эксперимент по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды и осуществляют второе облучение той же части образца продольными акустическими волнами и измерение скорости распространения продольных акустических волн. Используя выбранную эмпирическую взаимосвязь, определяют изменение пористости в этой части образца пористой среды исходя из скоростей продольной акустической волны, измеренных до и после прокачки загрязнителя.

Предпочтительно излучатель и приемник ультразвуковых волн размещают так, чтобы оси их максимальной чувствительности совпадали.

В качестве образца пористого материала может быть использован керн горной породы, а в качестве загрязнителя - буровой раствор. Предварительно может быть проведено экстрагирование керна.

Пористость образца пористой среды может быть предварительно измерена.

В качестве эмпирической взаимосвязи между скоростью продольной акустической волны и пористостью используют аналитическую зависимость? или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения после проведения фильтрационного эксперимента по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды дополнительно прокачивают пластовую жидкость, при этом закачку пластовой жидкости осуществляют с торца, противоположного торцу, с которого осуществлялась закачка раствора загрязнителя.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения перед каждым измерением скорости распространения продольных акустических волн образец пористой среды высушивают до полного удаления поровой влаги.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения излучатель и приемник акустических волн размещают перпендикулярно оси фильтрации загрязнителя, осуществляют пошаговое перемещение излучателя и приемника вдоль оси фильтрации загрязнителя и на каждом шаге измеряют скорости продольных акустических волн при первом и втором облучении в различных частях образца вдоль оси фильтрации загрязнителя и определяют профиль измененной пористости.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения в качестве образца пористого материала используют керн горной породы, в качестве загрязнителя используют буровой раствор, а полученный профиль измененной пористости используют для корректировки интерпретации данных акустического каротажа.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения наряду с определением изменения пористости определяют и изменение проницаемости, для чего в процессе первого и второго облучения образца продольными акустическими волнами дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной акустической волны по меньшей мере в одной части образца. На основе характера насыщения образца пористой среды выбирают эмпирическую взаимосвязь между затуханием или амплитудой продольной акустической волны и проницаемостью для данного типа пористой среды и, используя выбранную эмпирическую взаимосвязь между затуханием или амплитудой продольной акустической волны и проницаемостью для данного типа пористой среды? определяют изменение проницаемости.

В качестве эмпирической взаимосвязи между затуханием или амплитудой продольной акустической волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость или зависимость в виде номограммы, или зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.

Проницаемость образца пористой среды может быть предварительно измерена.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения излучатель и приемник акустических волн размещают перпендикулярно оси фильтрации загрязнителя, осуществляют пошаговое перемещение излучателя и приемника вдоль оси фильтрации загрязнителя и на каждом шаге измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной акустической волны при первом и втором облучении в различных частях образца вдоль оси фильтрации загрязнителя и определяют профиль измененной проницаемости.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 в качестве примера приведена схема облучения образца керна ультразвуковыми волнами в различных точках вдоль его оси (направление фильтрации), на фиг.2 - результат измерения скорости продольной ультразвуковой волны в различных точках керна после проведение фильтрационного эксперимента (закачка суспензии частиц SiC в 1% полимерном растворе Xanthan), фиг.3 - результат расчета профиля измененной пористости вдоль керна после проведения фильтрационного эксперимента (закачка суспензии частиц SiC в 1% полимерном растворе Xanthan)

Предлагаемый неразрушающий способ регистрирования и профилирования изменения свойств пористой среды основан на анализе вариаций аттрибутов продольной акустической волны при ее прохождении через различные участки поврежденного и исходного неповрежденного образца пористой среды. В качестве примера рассмотрено применение ультразвуковых волн. Как показано на фиг.1, на противоположных поверхностях образца 1 пористой среды размещают излучатель 2 и приемник 3 акустических ультразвуковых волн. Осуществляют первое облучение по меньшей мере одной части образца ультразвуковыми волнами и измеряют скорость распространения продольных ультразвуковых волн. На основе оцененной теоретически или предварительно измеренной (например, согласно стандартной методике, ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Методы определения коллекторских свойств. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением. СССР 1985) пористости и характера насыщения образца выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью волны и пористостью для данного типа пористой среды. Осуществляют фильтрационный эксперимент по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды, направление 4 фильтрации показано на фиг.1. Осуществляют второе облучение той же части образца ультразвуковыми волнами и измеряют скорость распространения продольных ультразвуковых волн в этой части. Вариация скорости распространения продольной ультразвуковой волны используется для регистрации изменения пористости.

Реализация изобретения в соответствии с одним из изложенных ниже способов позволяет определить не только изменение пористости, но и изменение проницаемости пористой среды. С этой целью в процессе первого и второго облучения образца ультразвуковыми волнами дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной волны. На основе теоретически оцененной или предварительно измеренной (например, согласно стандартной методике, 15. ГОСТ 26450.2-85 Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации. СССР 1985) проницаемости и характера насыщения выбирают эмпирическую взаимосвязь между затуханием волны и проницаемостью для данного типа пористой среды. Вариация коэффициента затухания или амплитуды продольной ультразвуковой волны используется для регистрации изменения проницаемости.

Общеизвестно, что скорость и коэффициент затухания акустических волн в пористой среде зависят от свойств последней, таких как пористость, проницаемость, сжимаемость и плотность слагающих ее фаз и т.д.

Теория распространения волн в пористых средах, разработанная Френкелем-Био-Николаевским (см., например, Biot M.A. Theory of propagation of elastic waves in a fluid-saturated solid. I. Low frequency range // J. Acoust. Soc. Amer. 1956. V.28. P.168-178. II. Higher frequency range // J. Acoust. Soc. Amer. 1956. V.28. P.179-191, или Nikolaevskiy V.N. Geomechanics and Fluidodynamics with applications to reservoir engineering. Springer Verlag, Dordrecht. 1996. стр.50-57, 65-72) предсказывает существование двух типов продольных волн: "быстрая" волна (или продольная волна первого типа) и "медленная" (или продольная волна второго рода). В диапазоне частот 0.5-10 МГц, что соответствует типичным лабораторным измерениям, продольная волна второго рода характеризуется интенсивным затуханием, особенно в насыщенных породах, и, следовательно, не может распространяться на сколь-либо значимые расстояния.

Таким образом, данное изобретение ограничивается рассмотрением аттрибутов продольной волны только первого рода.

Другим следствием теории Френкеля-Био-Николаевского является зависимость скорости продольной волны первого рода от пористости породы, а также сжимаемости и плотности насыщающего флюида и породы скелета. Коэффиент затухания и дисперсия (т.е. зависимость фазовой скорости от частоты) волны первого рода зависят также и от проницаемости породы.

При интерпретации данных акустического каротажа обычно применяются простые эмпирические связи. Например, для оценки пористости в плотной хорошо сцементированной породе широко используется эмпирическое уравнение среднего времени (или уравнение Вилли), связывающее интервальное время пробега волны и пористость породы (см., например. Log interpretation principles/applications by Schlumberger. 1989, Глава 5, стр.6):

или

где ϕ - пористость породы, tLOG - интервальное время пробега волны через породу, зарегистрированное в акустическом каротаже; tma - интервальное время пробега волны в минеральном скелете породы; tf - интервальное время пробега волны в насыщающей жидкости.

Уравнение (1) соответствует тому факту, что в плотной хорошо сцементированной породе интервальное время пробега продольной волны (т.е. время распространения волны вдоль пути единичной длины, а следовательно, обратно пропорциональное величине скорости волны) является величиной, средней по объему от интервального времени пробега волны в минеральном скелете породы и в жидкости, заполняющей поровое пространство.

Для оценки пористости слабосцементированных пород по данным акустического каротажа вводится эмпирический поправочный коэффициент Ср (см., например, Log interpretation principles/applications by Schlumberger. 1989, Глава 5, стр.7):

Существуют и иные эмпирические связи (аналитические или ввиде номограмм) между временем пробега волны и пористостью, полученные для различных типов породы (см., например, Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М., «Недра», 1978. стр.132-143; Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. М.: Недра, стр.176).

Проникновение компонент бурового раствора приводит к снижению пористости от исходной величины ϕ0:

где σ - объемная доля захваченных частиц в единице объема пористой среды.

Снижение пористости, в свою очередь, приводит к росту скорости продольной волны (уменьшению интервального времени пробега).

Количественно степень снижения пористости может быть оценена по измеренным величинам скорости распространения (интервального времени пробега) продольной волны в загрязненном и исходном незагрязненном образце, используя известную эмпирическую взаимосвязь (аналитическую или ввиде номограммы) между временем пробега волны и пористостью для данного типа породы, см., например, Wyllie M.R.J., Gregory A.R., Gardner G.H.F. An experimental investigation of factors affecting elastic wave velocities in porous media. 1958. Vol.23. No.3. pp.459-493, или исходя из теории Френкеля-Био-Николаевского, Biot M.A. Theory of propagation of elastic waves in a fluid-saturated solid. I. Low frequency range // J. Acoust. Soc. Amer. 1956. V.28. P.168-178. II. Higher frequency range // J. Acoust. Soc. Amer. 1956. V.28. Р.179-191, или Nikolaevskiy V.N. Geomechanics and Fluidodynamics with applications to reservoir engineering. SpringerVerlag, Dordrecht. 1996. стр.50-57, 65-72).

Например, для связи (1) степень изменения пористости определяется как:

Где t L O G d и t L O G 0 - интервальные времена пробега волны через поврежденную и неповрежденную породу, соответственно.

Полученные данные о глубине и степени снижения пористости могут быть использованы для корректировки интерпретации данных акустического каротажа.

Изменение проницаемости породы может быть оценено по измеренным величинам коэффициента затухания продольной волны в загрязненном и исходном незагрязненном образце, используя теорию Френкеля-Био-Николаевского.

В качестве примера реализации способа приведено измерение повреждения пористости и проницаемости, связанных с проникновением суспензии частиц SiC размером 5 мкм в образец песчанника Bentheimer проницаемости 3200 мД по воде и пористости 23.5%.

Поскольку песчанник Bentheimer является хорошо сцементированной породой, для него применимо эмпирическое уравнение среднего времени (1).

После измерения пористости и после проведения закачки суспензии частиц SiC образец устанавливался на специальный подиум с диаметральной системой позиционирования акустических датчиков. Для излучения и приема акустических волн использовались ультразвуковые преобразователи panametrics V103-RM, апертура датчика равнялась 1.3 см, а основная частота - 1 МГц. Система позиционирования позволяла устанавливать ультразвуковые преобразователи (излучатель и приемник) диаметрально и передвигать их вдоль образца. Шаг профилирования равнялся 2 мм. На каждом шаге измерялось время прохождении продольной волны, по которому рассчитывалась скорость.

Результат измерения скорости продольной ультразвуковой волны в различных точках керна после проведение фильтрационного эксперимента (закачка суспензии частиц SiC в 1% полимерном растворе Xanthan) представлен на фиг.2. Средняя скорость продольной волны в исходном "незагрязненном" образце составила около 2950 м/с (пунктирная линия на фиг.2).

Используя соотношение (4) проведен расчет профиля измененной пористости вдоль керна после проведение фильтрационного эксперимента (закачка суспензии частиц SiC в 1% полимерном растворе Xanthan), Фиг.3.

1. Способ определения изменений параметров пористой среды под действием загрязнителя, в соответствии с которым:
- размещают излучатель и приемник акустических волн на противоположных поверхностях образца пористой среды,
- осуществляют первое облучение по меньшей мере одной части образца пористой среды акустическими волнами и измеряют скорость распространения продольных акустических волн,
- на основе пористости и характера насыщения образца выбирают эмпирическую взаимосвязь между скоростью продольной акустической волны и пористостью для данного типа пористой среды,
- осуществляют фильтрационный эксперимент по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды,
- осуществляют второе облучение той же части образца акустическими волнами и измеряют скорость распространения продольных акустических волн, и
используя выбранную эмпирическую взаимосвязь, определяют изменение пористости в этой части образца пористой среды исходя из скоростей продольной акустической волны, измеренных до и после прокачки загрязнителя.

2. Способ по п.1, в соответствии с которым излучатель и приемник акустических волн размещают так, чтобы оси их максимальной чувствительности совпадали.

3. Способ по п.1, в соответствии с которым в качестве образца пористого материала используют керн горной породы, а в качестве загрязнителя - буровой раствор.

4. Способ по п.3, в соответствии с которым предварительно проводят экстрагирование керна.

5. Способ по п.1, в соответствии с которым пористость образца предварительно измеряют.

6. Способ по п.1, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между скоростью продольной акустической волны и пористостью используют аналитическую зависимость.

7. Способ по п.1, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между скоростью продольной акустической волны и пористостью используют зависимость в виде номограммы.

8. Способ по п.1, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между скоростью продольной акустической волны и пористостью используют зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.

9. Способ по п.1, в соответствии с которым после проведения фильтрационного эксперимента по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды дополнительно прокачивают пластовую жидкость, при этом закачку пластовой жидкости осуществляют с торца, противоположного торцу, с которого осуществлялась закачка раствора загрязнителя.

10. Способ по п.1, в соответствии с которым перед каждым измерением скорости распространения продольных акустических волн образец пористой среды высушивают до полного удаления поровой влаги.

11. Способ по п.1, в соответствии с которым излучатель и приемник акустических волн размещают перпендикулярно оси фильтрации загрязнителя, осуществляют пошаговое перемещение излучателя и приемника вдоль оси фильтрации загрязнителя и на каждом шаге измеряют скорости продольных акустических волн при первом и втором облучении образца акустическими волнами в различных частях образца вдоль оси фильтрации загрязнителя, и определяют профиль измененной пористости.

12. Способ по п.11, в соответствии с которым в качестве образца пористого материала используют керн горной породы, в качестве загрязнителя используют буровой раствор, а полученный профиль измененной пористости используют для корректировки интерпретации данных акустического каротажа.

13. Способ по п.1, в соответствии с которым в процессе первого и второго облучения образца акустическими волнами дополнительно измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной акустической волны по меньшей мере в одной части образца, на основе характера насыщения образца пористой среды выбирают эмпирическую взаимосвязь между затуханием волны или амплитудой и проницаемостью для данного типа пористой среды и, используя выбранную эмпирическую взаимосвязь между затуханием волны или амплитудой и проницаемостью для данного типа пористой среды, определяют изменение проницаемости.

14. Способ по п.13, в соответствии с которым проницаемость образца предварительно измеряют.

15. Способ по п.13, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между затуханием или амплитудой продольной акустической волны и проницаемостью используют аналитическую зависимость.

16. Способ по п.13, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между затуханием или амплитудой продольной акустической волны и проницаемостью используют зависимость в виде номограммы.

17. Способ по п.13, в соответствии с которым в качестве эмпирической взаимосвязи между затуханием или амплитудой продольной акустической волны и проницаемостью используют зависимость по теории Френкеля-Био-Николаевского.

18. Способ по п.13, в соответствии с которым излучатель и приемник акустических волн размещают перпендикулярно оси фильтрации загрязнителя, осуществляют пошаговое перемещение излучателя и приемника вдоль оси фильтрации загрязнителя и на каждом шаге измеряют коэффициент затухания или амплитуду продольной акустической волны при первом и втором облучении в различных частях образца вдоль оси фильтрации загрязнителя, и определяют профиль измененной проницаемости.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геохимии и может быть использовано для поиска геохимических аномалий донных отложений рек. Сущность: проводят геоинформационный анализ исследуемой территории.

Использование: для определения изменения свойств околоскважинной зоны пласта-коллектора под воздействием бурового раствора. Сущность изобретения заключается в том, что отбирают керн из стенки скважины и откалывают от керна по меньшей мере одну часть.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при моделировании геологических объектов. Предложен способ (варианты) определения репрезентативных элементов площадей и объемов в пористой среде.

Изобретение относится к области бурения подземных буровых скважин и измерения в них. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей и повышение информативности исследований.

Изобретение относится к физико-химическим методам анализа и может быть использовано при исследовании алмазов. Заявлен способ восстановления температурно-временных условий генезиса алмазов типа IaAB, либо смешанного типа Ib-IaA, основанный на вычислении по локальным концентрациям примесного азота в формах C, A и B в кристалле, измеренным, например, методом ИК-микроспектроскопии, локальных значений интегрального параметра Knt кинетики агрегации n-го порядка соответствующих азотных центров.

Изобретение относится к области геохимической разведки и может быть использовано для определения уровня эрозионного среза рудопроявлений и эндогенных геохимических аномалий.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и может найти применение для определения тепловых свойств пластов горных пород, окружающих скважины.

Изобретение относится к способу сбора и обработки данных геохимической разведки, представляющему собой градиентный способ геохимической разведки. Способ включает получение в каждой точке отбора набора проб поочередным отбором проб почвы и проб газа с интервалом 0,5-1 м вниз от поверхности земли.

Изобретение относится к области геологии и может быть использовано для прогнозирования нефтегазовых месторождений. Сущность: по данным сейсморазведки определяют объемы геологического пространства, ограниченные хронозначимыми геологическими границами, поверхности напластований и структурно-эрозионных несогласий и их иерархическую соподчиненность.

Изобретение относится к гидродинамическим и гидрохимическим исследованиям вод торфяных почв. Техническим результатом является определение изменения химического состава болотных вод по глубине торфяной залежи в условиях их гидродинамического режима во времени.

Изобретение относится к оптическим методам исследований вещества и может быть использовано для исследования нерастворимой части органического вещества осадочных пород при определении уровня зрелости органического вещества этих пород. Сущность: отбирают образцы осадочных пород и выделяют из них нерастворимое органическое вещество. Измеряют интенсивности ИК-спектральных полос при 2930, 2850, 1710 и 630 см-1 инфракрасного спектра нерастворимого органического вещества. Полученные величины используют для вычисления нормированных показателей, по которым определяют подстадию катагенеза и соответствующий ей уровень зрелости сапропелевого органического вещества. Технический результат: повышение достоверности и детальности определения зрелости органического вещества. 4 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области гидроакустики и может быть использовано для оценки концентрации растворенного метана в областях его пузырьковой разгрузки. Сущность: излучают в направлении морского дна акустический сигнал. Принимают сигнал обратного рассеяния звука от водной толщи. По принятому сигналу выделяют газовые факелы. Оценивают по наклону газовых факелов профиль скорости и направление течения. Рассчитывают плотность источников газовых факелов на морском дне и профиль потока метана в воду для каждого факела. По полученным данным определяют концентрации метана в водной толще в областях его пузырьковой разгрузки. Технический результат: повышение эффективности и надежности оценки концентрации метана в водной толще. 1 ил.

Изобретение относится к области сейсмологии и может быть использовано для краткосрочного прогнозирования локальной магнитуды землетрясения. Сущность: вычисляют спектры Фурье от волновых форм внешних землетрясений, зарегистрированных двумя сейсмическими станциями. При этом одну из станций, ближнюю к гипоцентру землетрясения, называют входной, а другую, расположенную в месте оценки напряжений земной среды, - выходной. Вычисляют квазиамплитудно-частотную характеристику земной среды в месте расположения выходной станции, а также два критерия от нее: интегральный и дробно-интегральный. Наблюдая резкое уменьшение значений интегрального критерия и резкий рост значений дробно-интегрального критерия, делают вывод о готовящемся землетрясении. По максимальному значению дробно-интегрального критерия прогнозируют локальную магнитуду готовящегося землетрясения. Причем для прогнозирования локальной магнитуды используют заранее построенную для конкретной пары станций калибровочную зависимость локальных магнитуд землетрясений от значений дробно-интегрального критерия. Технический результат: краткосрочное прогнозирование локальной магнитуды землетрясения. 2 ил., 1 табл.
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при изучении сейсмогенерирующих структур. В способе обнаружения «живущих» разломов в зоне разлома устанавливают акустическую мониторинговую станцию и выполняют суточный мониторинг зоны разлома. Определяют время активизации и время «затишья». Затем задают мониторинговый профиль вкрест исследуемого разлома с выходом на вмещающие породы. На вмещающих породах устанавливают акустическую мониторинговую станцию и второй датчик, вычисляют спектры и энергию и по разности энергии вычисляют среднюю квадратическую ошибку вычисления энергии. Переносят второй датчик на следующие пикеты, выполняют краткосрочный синхронный акустический мониторинг двумя установленными на первом и текущем пикетах датчиками и по каждому из датчиков на первом и текущем пикетах вычисляют амплитудные спектры и энергию акустической эмиссии. По правилу трех сигм выделяют аномалии энергии над фоном, по границам аномалий определяют границы «живущего» разлома, характеризующегося аномальными проявлениями микроземлетрясений, и/или образованием магистральных трещин, и/или микротрещин. Технический результат - повышение точности и достоверности получаемых данных.
Изобретение относится к методам прямых геохимических поисков и может быть использовано для определения участков, перспективных для поиска месторождений углеводородов. Сущность: определяют содержания углеводородов в пробах речной сети и строят карты их распространения по площади. По аномальным значениям содержаний углеводородов судят о наличии залежей. Одновременно с отбором проб в речной сети отбирают режимные пробы в одном или нескольких пунктах наблюдений. Выбирают режимную пробу с наименьшим содержанием углеводородов. По соотношению содержания углеводородов в режимных пробах и содержания углеводорода в режимной пробе с наименьшим содержанием определяют поправочные коэффициенты на дату отбора проб. Перерассчитывают значения содержания углеводородов в пробах, отобранных по речной сети, по датам отбора с учетом поправочных коэффициентов. По полученным значениям строят карту мест с аномальным содержанием углеводородов. Технический результат: повышение точности при определении участков, перспективных для поиска месторождений углеводородов.
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при формировании сортов исходного рудного сырья, поступающего на обогащение. Цель - повышение производительности технологической линии обогащения, качества продуктов обогащения и снижение энергетических расходов и реактивов обогащения, а также расширение функциональных возможностей способа типизации руд различного состава и при одновременном упрощении реализации способа. Способ базируется на опережающем непрерывном комплексном автоматическом контроле минералогического и вещественного состава исходных руд и логически обоснованной частоте типизации поступающей по транспортерной ленте рудного сырья. Сочетание видеоимидж-анализа, базы данных для эталонных типов руд, заданных экспертами и оцифрованных данных прямого контроля фотовидеорадиологическими и передвижными рентгенофлуоресцентными приборами и последовательности операции по процессу типизации руд при сравнительной оценке контролируемых параметров поступающих на обогащение руд обеспечивают выполнение отмеченных целей и удовлетворительную точность типизации. Существенно повышается также эффективность реализации заявленного способа при использовании интеллектуальной САУ с ассоциативной памятью или идентификатором-наблюдателем за изменяющимися ситуациями с использованием кластеров эталона характеристик руд, коррелирующих со свойствами обогащаемых видов сырья. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для анализа подземной структуры. Заявлен способ моделирования геологического процесса, в результате которого формируется геологическая область, содержащий этапы, на которых: а/ определяют (200) модель геологической области, b/ получают (201) результат наблюдения (Kobs) за заданным параметром геологической области, с/ определяют (202) зону модели, называемую релевантной зоной, для которой результат наблюдения, полученный на этапе b/, является соответствующим, d/ моделируют (203) геологический процесс на основании модели геологической области, определенной на этапе а/, е/ выполняют оценку (204) значения заданного параметра для релевантной зоны модели, используя результаты моделирования, f/ сравнивают (205) результат наблюдения (Kobs) за заданным параметром, полученный на этапе b/, с оценкой ( K ^ ) упомянутого параметра, полученной на этапе е/, и g/ модифицируют параметр моделирования для коррекции влияния моделирования по меньшей мере на часть модели на основании результатов сравнения на этапе f/. Технический результат - повышение точности и достоверности получаемых данных. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области геологии и может быть использовано при исследовании процессов карстообразования. Предложен способ моделирования процессов карстообразования в карстовой области, в котором задают решетчатую геологическую модель карстовой области для моделирования множества сред, содержащих первую среду, описываемую значениями по меньшей мере одного параметра геологической решетки, и вторую среду, описываемую значениями параметров кромки между двумя узлами решетки. Далее моделируют стохастические смещения частиц в решетке геологической модели, при этом вероятность каждого смещения частиц рассчитывают, учитывая значения, описывающие среду, в которой происходит смещение. Модифицируют значения, описывающие первую и/или вторую среду, в соответствии с направлениями смещения частиц. Технический результат - повышение точности и достоверности данных исследований. 3 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой геологии и может быть использовано для оценки перспектив разработки нефтегазовых месторождений. Сущность: отбирают пробы попутных вод из промысловых скважин после сепарации водонефтяной смеси. Выделяют из водной пробы природный уран в необходимом для физических измерений количестве. Проводят радиохимическую очистку природного урана от альфа-активных изотопов радия и тория. Проводят электролитическое осаждение урана на диск из нержавеющей стали. Выполняют альфа-спектрометрическое измерение количества индикатора - отношения альфа-активностей γ=234U/238U. Строят линии равных значений этого индикатора по площади и разрезу водоносного горизонта. Определяют пространственные процессы образования попутных вод в результате взаимодействия вод различных источников. Судят о наличии притока глубинных вод совместно с глубинными углеводородными флюидами в пределы продуктивного горизонта и выделяют очаги их поступления. Технический результат: повышение эффективности выявления очагов современного поступления углеводородных флюидов в пределы эксплуатируемых нефтегазовых месторождений. 2 табл., 3 ил.

Изобретение относится к области геологии и может быть использовано для оценки полезной емкости природных криогенных резервуаров при использовании их в качестве резервуара для складирования дренажных рассолов. Согласно заявленному способу закачивают определенный объем дренажных рассолов через скважины, пробуренные в интервал многолетнемерзлых пород, пространственно ограниченный слабопроницаемыми отложениями. Измеряют площадь растекания рассолов (S) и определяют на отстраиваемых разрезах мощность обводненной толщи в центре репрессивного купола для определенного (n-го) момента времени (hn). Рассчитывают коэффициент эффективной емкости резервуара (nэф). Далее оценивают общую мощность обводненной толщи ММП (Vобщ) с учетом экологической безопасности для конечного этапа закачки дренажных рассолов на участке. Технический результат - повышение достоверности оценки полезной емкости резервуара при достижении экологической безопасности при закачке рассолов в мерзлый массив пород. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.
Наверх