Устройство для определения характеристик нефтеносных пластов в процессе бурения

 

Союз Советскии

Социалистических республик

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

t«)791956 (61) Дополнительное к авт, свид-ву (22) Заявлено 09.06,78 (21) 2627016/22-03 . с присоединением заявки М (23) Приоритет

Опубликоваио 301280.бюллетень Йо 48

Дата опубликования описания 30. 12. 80 (51)М. Кл.

Е 21 В 47/00

Государственный комитет

СССР по делам изобретений н открытий (53) УДК622.242 (088. 8) С. Б.. Киселев и A. С. Моисеенко (72) Авторы изобретения

Ордена Трудового Красного Знамени московский институт нефтехимической и газовой промышленности им, И, М, Губкина (71) Заявитель (5 4) УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТЕНОСНЫХ ПЛАСТОВ

В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

Изобретение относится к области исследования буровых скважин, а именно к устройствам для выявления в разрезе скважин продуктивных нефтяных горизонтов и оценки их характеристик.

Известны устройства для каротажа скважин по выходящему буровому раствору, состоящие из источника ультрафиолетового излучения, системи, фото- 10 графирующей свечение образца через последовательно меняющиеся светофильтры. и фотометрической системы

«11. Работа. устройства основана на изучении интенсивности и характера 15 люминесценции бурового раствора, выходящего иэ скважины. Люминесценция вызывается облучением бурового раствора ультрафиолетовым светом и зависит от содержания в нем нефти. 20

Недостатком описанного устройства является зависимость получаемых количественных данных от затухания гео химического сигнала за время движения промывочной жидкости от забоя скважины до дневной поверхности.Зату хание сигнала определяется целым рядом факторов, часто не поддающихся контролю.Последнее в значительной степени затрудняет нахождение на основе по- - 30 лучаемой информации мощности вскрытого продуктивного пласта и коэффициента его среднего удельного нефтесодержания.

Также известно устройство для обнаружения нефтеносных пластов в процессе их вскрытия бурением, содержащее глубинную часть, включающую источник ультрафиолетового излучения, датчик интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе и передающий блок, и наземную часть, включающую приемный блок, подсоединенный к передающему блоку глубинной части, блок управления, подключениый к блоку регистрации, и глубиномер (2). Работа устройства основана на регистрации в процессе бурения интенсивности люминесценции, возбуждаемой ультрафиолетовым светом, частиц-свободной нефти в буровом растворе в призабойной зоне и обнаружении на основании этого в разрезе скважины нефтеносных пластов, а также определении их мощности и коэффициента удельного нефтесодержания.

Данное устройство наиболее близ-. ко к изобретению по технической сущности и достигаемому результату.

791956

Недостатком его является зависимость результатов исследования от величины коэффициента перехода нефти из шлама в буровой раствор и от размеров частиц (капель) свободной нефти, определяемых коллекторскими свойствами пласта, параметрами реS жима бурения, свойствами нефти и

Г .промывочной жидкости, местом установки глубинной части устройства относительно забоя скважины и т.д. Отмеченная зависимость обусловливает © низкую точность определения величины коэффициента среднего удельного нефтесодержания вскрытого продуктивно- го пласта, что, в свою очередь, может привести к значительным ошибкам при оценке запасов нефти.

Целью изобретения является повыше ние точности-определения в процессе бурения коэффициента среднего удель ного нефтесодержания продуктивных 20 пластов, вскрываемых скважиной.

Указанная цель достигается тем, что известное устройство, содержа щее глубинную часть, включающую источник. Ультрафиолетового излучения, датчик интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе и передающий блок, и наземную часть, включающую приемный блок, подсоединенный к передающему блоку глубинной части, блок управления, подключенный к блоку регистрации, и глубиномер, снабжено дополнительными источником ультрафиолетового излучения, датчиком интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе и передающим блоком, установленными на устье скважины, а также двумя амплитудными дискриминаторами, интегратором, двумя блоками памяти, блоком определения объема выбуренной породы и блоком опрвделе- 40 ния коэффициента среднего удельного нефтесодержания пласта, причем первдающий блок дополнительного датчика интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе подключен к прием- 4 ному блоку, подсоединенному к входам амплитудных дискриминаторов, управляющие выходы которых подключейы к блоку управления, связанному с управляющими входами блока определения объема выбуренной породы, интегратора, блокоН памяти и блока определения коэффициента среднего удельного нвфтесодержфния пласта, первый информационный вход которого подключен через первый блок памяти к,выходу блока определения объема выбурвнной породы, второй — через интегратор к информационному выходу одного иэ амплитудных дискриминаторов,. а выход подсоединен к дискриминатору, свя- ф9 ванному через второй блок памяти с глубиномером, подключенным к блоку определения объема выбурвнной породы.

Функциональная блок-схема устройства для определения характеристик g5 нефтеносных пластов в процессе бурения представлена на чертеже.

Устройство содержит глубинную часть I, включающую источник ультрафиолетового излучения 1, датчик интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе 2 и передающий блок 3, и наземную часть II, включающую источник ультрафиолетового излучения

4, датчик интенсивности люминесцен- ции нефти в буровом растворе 5, передающий блок б, приемный блок 7, амплитудные дискриминаторы 8 и 9, интегратор 10, глубиномер 11, блок уп1равления 12, блок определения объема выбуренной породы 13, блок определе- ния коэффициента среднего удельного чефтесодержания .пласта 14, блоки памяти 15 и 16 и блок регистрации 17.

При вскрытии бурением коллектора происходит диспергирование свободной нефти, .поступившей в буровой раствор из объема выбуренной породы, вследствие турбулентного характера движения потока промывочной жидкости в затрубном пространстве и интенсивного массового обмена, обусловленного радиальными вибрациями бурового инструмента.

Известно, что для эмульсии нефти в буровом растворе зависимость среднего диаметра Э капель от времени размешивания Т при концентрации нефти меньше 5% хорошо аппроксимируется функцией вида

?) (Т) D + (Т)„-П ) 6Х (-Т / С), ()) где 1)„и 2> — соответственно начальное и установившееся эна чения среднего диаметра капель нефти, Š— постоянная времени процесса эмульгирования.

Уравнение (1) свидетельствувт о том, что для времени раэмешивания

Т, большего 3С средний диаметр капель нефти не зависит от времени раэмешивания и равен его установившемуся значению )3 .

Экспериментально установлено, что начальное значение среднего диаметра

Э капель нефти зависит от коллекторских свойств пласта, свойств нефти и бурового раствора. Постоянная времени % определяется свойствами нефти и бурового раствора и ограничена сверху величиной „„= 5 мин. Установившееся эначелие среднего диаметра

3g капель нефти практически нв зази« сит от свойств нефти и бурового раст« вора и равно D>-- 1 мкм.

Можно показать, что регистрируемый устройством в момент времени С сигнал

9(т.) описывается выражением

5(Ю =1 б КМ(дб Э (T)) С(Ь), (g) 791956 где К вЂ” коэффициент пропорциональности, М - энергетическая сввтимость люминесценции нефти в буровом растворе, эффективная глубина проникно- 5 вения ультрафиолетового излучения в буровой раствор, Ю- средний диаметр капель нефти;.

СЩ- концентрация нефти в буровом растворе в момент времени 1.

Конецентрация С Я) нефти в призабойной зоне, т.е. нефти, перешедшей в буровой раствор непосредственно при разбуривании коллектора, может быть в ажена следующим образом где P. — коэффициент перехода нефти из шлама в буровой раствор;

3 — диаметр скважины, скорость проходки;

g(t>- коэффициент удельного нефтесодержания части разреза продуктивного пласта, вскрываемой в момент времени +<

Й вЂ” объемная скорость прокачки бурового раствора.

Анализ формул (2> и (3> показы« вает, что при измерении интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе в призабойной зоне форма реги.стрируемого сигнала

g„(g) =qp yw(d ()> (x,) jC,(+. (. лишь качественно отражает форму кривой удельного нефтесодержания продуктивных пластов. Причиной этого является то обстоятельство, что в уравнение (4) неявно входит коэффициент 10 величина которого сильно варьирует в зависимости от гранулометрического состава породы-коллектора и фракционного состава шлама. Кроме того, дополнительную неопределенность 45 вносит зависимость среднего диаметра ф капель нефти от коллекторских свойств пласта, свойств нефти и бурового раствора и времени размешивания Т, определяемого линейной скоростью движения восходящего потока бурового раствора и местом установки глубинной части устройства относительно забоя скважины (обычно это время не превышает нескольких десятков секунд). . 55

Вместе с тем по форме сигнала .)(Ь> с высокой точностью могут быть определены начало и конец продуктивного участка разреза, а следовательно, найдена мощность коллектора и 60 осуществлена привязка получаемой информации к глубине скважины. Начало коллектора отмечается превышением амплитуды сигнала „() заданного порогового уровня, соответствующег Я фоновой концентрации нефти в буровом растворе, а его конец — соответственно уменьшением амплитуды сигнала з1(4> до порогового значения.

При измерении интенсивности люминесценции нефти в выходящем из скважины буровом растворе форма регистрируемого сигнала

5 (t.>= 4, де (1) (Tz>1C (t>, (5> где С (4) - концентрация нефти в бу2. ровом растворе на выходе скважины в момент времени

+ практически не несет информации о мощНости пласта и его удельном нефтесодержании вследствие искажающего влияния затухания геохимического сиг нала за время движения промывочной жидкости от забоя скважины до дневной поверхности. Вместе с тем наблюдается четкая корреляция между фактом вскрытия скважиной нефтеносного коллектора и появлением на выходе скважины порции бурового раствора с аномально высокой концентрацией нефти.

Следует отметить, что концентрация С2 (Е;) является мерой полного объема нефти, содержавшейся в породе, выбуренной пр> прохождении скважиной продуктивного интервала. Это объясняется тем, что для рассматриваемого случая коэффициент перехода нефти из шлама в буровой раствор Э- близок к

1, поскольку учитывается нефть, попавшая в промывочную жидкость не только непосредственно в процессе разбуривания коллектора, но и при движении частиц шлама от забоя до дневной поверхности. Кроме того, можно считать, что средний диаметр,ц капель нефти в выходящем из скважины буровом растворе равен его установившемуся значению T)g, так как время

Т, определяемое линейной скоростью движения восходящего потока промывочной жидкости и глубиной скважины, обычно превышает величину 3 . », В этих условиях полный объем ЧИ нефти, перешедшей в буровой раствор при вскрытии данного продуктивного горизонта, может быть найден по результатам измерения интенсивности люминесценции нефти в выходящем из ,скважины буровом растворе из равенст- ва ч J c {О ) (e> и )ркмде at. где  — коэффициент изменения объема нефти в пластовых условиях.

Область интегрирования в выражении .(6) ограничивается интервалом време,ни йЯ., в течение которого концентрация С (+> нефти превышает фоновые значения.

791956

Коэффициент среднего удельного нефтесодержания коллектора " определится при этом как отношенйе полного объема V нефти, перешедшей в буровой раствор, к содержавшему ее объему 1/и выбуренной породы

Tñ Чн t I (7) u„=O, б (.)) -S<), (e) где И и И вЂ” глубина скважины, пока1 зываемая глубиномером 40 в моменты времени, отвечающие началу и концу вскрытия коллектора соответственно.

Блоки памяти 15 и 16 по команде блока управления 12 фиксируют значения величин „, Я и Ч„ соответственно, которые поступают на их инфор мационные входы.

Источник ультрафиолетового излу- О чения 4 возбужцает люминесцентное свечение частиц свободной нефти в выходящем из скважины буровом растворе. Интенсивность люминесценции нефти преббразуется датчиком 5 в пропорциональный электрический сигнал, который подвергается кодированию и модуляции в передающем блоке 6. Сигнал от передающего блока.6 воспринимается приемным блоком 7 и после обработки (демодуляции и двкодирова- Я) ния) подается на вход амплитудного дискриминатора.9. Амплитудный дискриминатор 9 пропускает сигнал 5g.(Ы на вход интегратора 10, подключенного к его информационному выходу, то

Предлагаемое устройство работает следующим образом. (O

Источник ультрафиолетового излуче ния 1 возбуждает люминесцентное свечение частиц свободной нефти в буровом растворе в призабойной зоне. Интенсивность люминесценции нефти преобразуется датчиком 2 в пропорциональный электрический сигнал, который подвергается кодированию и модуляции в передающем блоке 3. Сигнал от передающего блока 3 воспринимается приемным блоком 7 и после обработки (демодуляции и декодирования) подается на вход амплитудного дискриминатора

8. Амплитудный дискриминатор 8 отмечает моменты прохождения сигналом

8 (.Ы заданного порогового уровня и 25 сйгнализирует о6 этом блоку управления 12, подключенному к его управляющему выходу. Блок управления 12 вырабатывает воздействия, управляющие работой блока определения объема вы- 30 буренной породы 13 и блоков памяти

15 и 16, имеющих соответствующие управляющие входы. Алгоритм работы блока определения объема выбуренной породы 13 описывается уравнением 35 лько в случае превышения амплитуды сигнала заданного порогового уровня.

Кроме того, амплитудный дискриминатор 9 отмечает моменты прохождения сигналом 52 (4) заданного порогового уровня и сигнализирует об этом блоку управления 12, подключенному к его управляющему выходу. Блок управления

12 вырабатывает воздействия, управляющие работой интегратора 10, блоков памяти 15 и 16, блока определения коэффициента среднего удельного нефтесодержания пласта 14 и блока регистрации 17, имеющих соответствую. щие управляющие входы.

Алгоритм работы интегратора описывается уравнением (6). При этом начало интервала И,Ь интегрирования соответствует моменту 1 превышения амплитуды сигнала 5< (g) заданного порогового уровня, а его конец — моменту Ь уменьшения амплитуды сигнала 5д (4) до порогового значения.

Алгоритм работы блока определения коэффициента среднего удельного нефтесодержания пласта 14 описывается уравнением (7). Значения величин Ч) и

Чпподаются на информационные входы блока определения коэффициента среднего удельного нефтесодержания пласта 14 с выходов интегратора 10 и блока памяти 16 в момент времени Ф р по команде блока управления 12. Соответствие величин Чн и Ч одному и тому же продуктивному интервалу обеспечивается очередным принципом записи и выдачи поступающей информации о вскрываеьжх скважиной нефтесодер-, жащих коллекторах в блоках памяти

15 и 16. При этом появление на выходе скважины первой порции бурового раствора с аномально высоким содержанием нефти связывается с обнаружением в разрезе скважины первого продуктивного горизонта, появление на выходе второй обогащенной порции промывочной жидкости — с фактом вскрытия второго коллектора и т.д.

Результат расчета коэффициента среднего удельного нефтесодержания коллектора, получаемый на выходе блока 14, а.также информация о его мощности и глубине залегания, хранящаяся в блоке памяти 15, фиксируются по команде блока управления 12 блоком регистрации 17.

Предлагаемое устройство выгодно отличается от укаэанного прототипа.

Оно позволяет устранить зависимость результатов определения характеристик нефтеносных пластов от размеров частиц свободной нефти в буровом растворе и от величины коэффициента перехода нефти из шлама в буровой раствор. Сравнительные испытания дан ного устройства с известными показали, что применение изобретения обеспечивает повышение точности определения коэффициента среднего удель«

791956

Формула изобретения

Составитель И. Карбачинская

Редактор Д. Павлова Техред Н,Бабурка Корректор И. Мус ка с

Заказ 9435/34 Тираж 626 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4 ного нефтесодержания продуктивных пластов более чем s два раза. Это, в свою очередь, позволяет значительно повысить надежность оценок запасов нефти.

Устройство для определения характеристик нефтеносных пяастов в процессе бурения, содержащее глубинную часть, включакщую источник ультрафиолетового излучения, датчик интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе и передающий блок, и наземную часть, включакщую приемный блок, подсоединенный к передающему блоку глубинной части, блок управления, подключенный к блоку ре-, гистрации, и глубиномер, о т л ич а ю щ е е с я тем, что, с целью новыаения точности определения, оно снабжено дополнительными источником ультрафиолетового, излучения, датчиком интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе и передающим блоком, установленными на устье сква-. жины, а также двумя амплитудными дискриминаторами, интегратором, двумя блокаь и памяти, блоком определения объема выбуренной породы и блоком определения .коэффициента среднего удельного нефтесодержания пласта, причем передакщий блок дополнительного датчика интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе подключен к приемному блоку, подсоединенному к входам амплитудных дискри— минаторов, управляющие выходы которых

Ъ

5 подключены к блоку управления, связанному с управлякщими входами блока определения объема вЫбуренной породы, интегратора, блоков памяти и блока определения коэффициента

1О среднего удельного нефтесодержания пласта, первый информационный вход которого подключен через первый блок памяти к выходу блока определения. объема выбуренной породы, второй через интегратор к информационному

15 выходу одного иэ амплитудных дискриминаторов, а выход подсоединен к регистратору, связанному через вто1 рой блок памяти с глубиномером, подключенным к блоку определения объе20 ма выбуренной породы.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Авторское свидетельстзо СССР 9 86680, кл. Е 21в 47/00, 1947.

2 2. Левитский К.О. Исследование особенностей люминесценции буровых растворов в призабойной зоне и pasработка телеиэмерительной системы обнаружения нефтеносных пластов в

ЗО процессе их вскрытия бурением. Автораф. дис. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. М., МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, l977.