RU2402791C2 - Method for detection of bed quantitative parametres by method of reflected waves - Google Patents
Method for detection of bed quantitative parametres by method of reflected waves Download PDFInfo
- Publication number
- RU2402791C2 RU2402791C2 RU2009102152/28A RU2009102152A RU2402791C2 RU 2402791 C2 RU2402791 C2 RU 2402791C2 RU 2009102152/28 A RU2009102152/28 A RU 2009102152/28A RU 2009102152 A RU2009102152 A RU 2009102152A RU 2402791 C2 RU2402791 C2 RU 2402791C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- visualized
- recording channel
- temporary recording
- reservoir
- parameters
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к скважинной диагностике, а именно к количественной оценке исследуемого пласта с применением высокочастотного акустического сканирования стенок пересекающей его скважины.The invention relates to downhole diagnostics, and in particular to a quantitative assessment of the reservoir under study using high-frequency acoustic scanning of the walls of the intersecting well.
Оценка исследуемых нефтяных пластов известными в геофизике методами определяется по параметрам коэффициентов трещинной и каверной пористости и глинистости исследуемого пласта и является проблемой для инженеров-нефтяников. Это обусловлено неверной (искаженной) характеристикой месторождений нефти и газа в части подсчета запасов, особенно если они представлены карбонатными горными породами или высокосцементированными песчаниками.The assessment of the studied oil reservoirs by methods known in geophysics is determined by the parameters of the coefficients of fracture and cavity porosity and clay content of the studied reservoir and is a problem for oil engineers. This is due to the incorrect (distorted) characteristics of oil and gas fields in terms of reserves calculation, especially if they are represented by carbonate rocks or highly cemented sandstones.
Подсчет указанных выше показателей пласта осуществляется, как правило, на основе анализа образцов керна (патент РФ №2330311, G01V 1/28, 2003). Однако керновый анализ не дает объективных результатов, поскольку не охватывает всего пласта, в котором могли сохраняться микротрещины и создавались дополнительные трещины, вызываемые перепадом давления либо возникающие при подъеме керна на дневную поверхность и другими причинами.The calculation of the above formation indicators is carried out, as a rule, based on the analysis of core samples (RF patent No. 2330311, G01V 1/28, 2003). However, the core analysis does not give objective results, since it does not cover the entire formation in which microcracks could persist and additional cracks were created, caused by pressure drops or occurring when the core was raised to the surface and other reasons.
Коэффициенты трещинной и каверной пористости определяются и по данным геофизических исследований как их сумма в понятии вторичной пористости либо как составная часть общей пористости (Золоева Г.М., Фарманова Н.В., Царева Н.В. и д.р. Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики. М., Недра, 1977 г.). Получаемые при этом результаты оценки коэффициентов трещинной и каверной пористости не обеспечивают необходимой точности, поскольку не охватывают всего пласта, в котором могли сохраняться микротрещины и создавались дополнительные трещины, вызываемые перепадами давления.The coefficients of fracture and cavity porosity are also determined from geophysical studies as their sum in the concept of secondary porosity or as an integral part of the total porosity (Zoloeva G.M., Farmanova N.V., Tsareva N.V. and others. Study of carbonate reservoirs methods of field geophysics. M., Nedra, 1977). The obtained results of evaluating the coefficients of fracture and cavity porosity do not provide the necessary accuracy, since they do not cover the entire formation in which microcracks could be stored and additional cracks were created caused by pressure drops.
Оценка коэффициента глинистости по результатам геофизических исследований недостаточно точная, поскольку не учитывает наличие в горных породах глинистых минералов в виде рассеянного и/или тонкослоистого их включения, измеряемого миллиметрами.The estimation of the clay coefficient according to the results of geophysical studies is not accurate enough, since it does not take into account the presence of clay minerals in rocks in the form of dispersed and / or thin-layered inclusions, measured in millimeters.
При этом в силу ряда причин (несовершенства методик обработки, ограниченности самих методов геофизики, разноплановости влияния системы вторичной пористости и др.) показатели коэффициентов пористости, получаемые как на основе анализа образцов керна, так и на основе геофизических исследований, позволяют оценить только качественный уровень исследуемых пластов, но не количественные подсчеты.At the same time, for a number of reasons (imperfections in processing methods, limitations of the geophysics methods themselves, the diversity of the influence of the secondary porosity system, etc.), the indicators of porosity coefficients obtained both from the analysis of core samples and from geophysical studies allow us to evaluate only the qualitative level of the studied layers, but not quantitative calculations.
В настоящее время широко используется акустический метод исследования горных пород (пласта), основанный на исследовании параметров отраженных волн (Дзебань И.П. Акустический метод выделения коллекторов с вторичной пористостью. - М. Недра, 1981).Currently, the acoustic method for studying rocks (stratum) is widely used, based on the study of the parameters of reflected waves (Dzeban I.P. Acoustic method for separating reservoirs with secondary porosity. - M. Nedra, 1981).
Известный метод в совокупности с данными других видов геофизического каротажа позволяет определять коэффициенты трещинной и каверной пористости. Известный метод основан на применении широкополосного низкочастотного акустического каротажа.The known method in conjunction with data from other types of geophysical logging allows you to determine the coefficients of fracture and cavity porosity. The known method is based on the use of broadband low-frequency acoustic logging.
Однако влияние кавернозной составляющей пористости на акустический каротаж в его низкочастотной модификации невелико, поскольку не учитываются каверны, длина которых меньше длины волны излучаемого импульса, также не учитывается влияние глинистости пород, влияние расцентровки скважинного прибора в процессе спуске-подъемных операций, не учитывается скелет горной породы, что в совокупности с несовершенством программного обеспечения не даст количественной оценки параметров исследуемого пластаHowever, the influence of the cavernous component of porosity on acoustic logging in its low-frequency modification is small, since caverns whose length is less than the wavelength of the emitted pulse are not taken into account, the clay content of the rocks, the effect of the alignment of the downhole tool during lowering and lifting operations are not taken into account, the rock skeleton is not taken into account , which together with the imperfection of the software will not give a quantitative assessment of the parameters of the studied formation
В работе («Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин». Моисеев В.Н. - М.: Недра, 1990 с. 122-123) приведено описание скважинного акустического телевизора - CAT, реализующего способ акустического сканирования стенок скважины круговой системой обзора, связывающий между собой скорость перемещения скважинного прибора, скорость вращения акустического преобразователя и его направленность.The work (“Application of geophysical methods in the process of operating wells.” Moiseev VN - M .: Nedra, 1990, pp. 122-123) describes a borehole acoustic TV - CAT, which implements a method of acoustic scanning of a borehole wall with a circular viewing system that connects between each other the speed of movement of the downhole tool, the speed of rotation of the acoustic transducer and its directivity.
К недостаткам этого устройства относится несовершенство аппаратуры, которая не обеспечивает обработку и преобразование высокочастотных импульсов в большом массиве данных исследований в скважине. Отсутствие временного канала записи информации не дает возможности измерения времени прихода отраженного ультразвукового импульса и, соответственно, не обеспечивает количественного определения скорости ультразвука в промывочной жидкости для количественного прогноза параметров исследуемого пласта.The disadvantages of this device include the imperfection of the equipment, which does not provide the processing and conversion of high-frequency pulses in a large array of research data in the well. The absence of a temporary channel for recording information does not allow measuring the arrival time of the reflected ultrasonic pulse and, accordingly, does not provide a quantitative determination of the ultrasound velocity in the washing liquid for quantitative prediction of the parameters of the studied formation.
Широкое развитие и внедрение цифровой техники, а также совершенствование на ее базе известной техники и разработка новой аппаратуры акустического видеокаротажа, разработка специального программного обеспечения позволили существенно расширить возможности исследования стенок скважины методом отраженных волн и обеспечили возможность количественной оценки вычисляемых коэффициентов трещинной и каверной пористости, а также - коэффициентов глинистости пласта.The widespread development and implementation of digital technology, as well as the improvement of the well-known technology on its basis and the development of new acoustic video logging equipment, the development of special software have significantly expanded the possibilities of studying the walls of the borehole using the reflected waves method and made it possible to quantify the calculated coefficients of fracture and cavity porosity, as well as - clay clay factors.
Задачей настоящего изобретения является разработка способа получения количественных параметров пласта с учетом параметров трещины гидроразрыва, а также оценки коэффициента глинистости вскрытых скважиной горных пород вне зависимости от ее распределения внутри пластаThe objective of the present invention is to develop a method for obtaining quantitative parameters of the reservoir, taking into account the parameters of the hydraulic fracture, as well as evaluating the clay coefficient of rocks opened by the well, regardless of its distribution within the formation
Поставленная задача решается следующим образом.The problem is solved as follows.
По способу получения количественных параметров пласта методом отраженных волн, включающему операции возбуждения высокочастотных упругих колебаний продольных волн в различных контролируемых направлениях, измерение скоростей их распространения и динамических характеристик с многокомпонентной регистрацией отраженных сигналов, согласно изобретениюAccording to the invention, according to the invention, according to the invention, the method of obtaining quantitative reservoir parameters by the method of reflected waves, including the operation of exciting high-frequency elastic vibrations of longitudinal waves in various controlled directions, measuring their propagation velocities and dynamic characteristics with multi-component registration of reflected signals
- фиксируют множества данных амплитудных и временных характеристик высокочастотных акустических волн, являющихся следствием их отражения и преломления на внутренней поверхности стенок скважины и зарегистрированных при большом количестве азимутов в процессе равномерного перемещения скважинного прибора по глубине,- record the data sets of the amplitude and temporal characteristics of high-frequency acoustic waves resulting from their reflection and refraction on the inner surface of the well walls and recorded with a large number of azimuths in the process of uniform movement of the downhole tool in depth,
- определяют коэффициент трещинной пористости Kt, вычисляемый по формуле- determine the coefficient of fracture porosity Kt, calculated by the formula
Kt=St/Sп,Kt = St / Sp
где St - сумма всех площадей развертки трещинных участков пласта, визуализируемых по временному каналу записи как участки с полностью затухшим визуализируемая по временному каналу записи; определяют коэффициент каверной пористости Kk, вычисляемый по формуле Kk=Sk/ Sп, где Sk - сумма всех площадей кавернозных участков пласта, визуализируемая по временному каналу записи как участки с полностью затухшим ультразвуковым сигналом, и Sr - общая площадь развертки этого же пласта, визуализируемая по временному каналу записи;where St is the sum of all the sweep areas of the fractured portions of the formation visualized along the temporary recording channel as sections with completely faded visualized along the temporary recording channel; determine the coefficient of cavity porosity Kk, calculated by the formula Kk = Sk / Sp, where Sk is the sum of all areas of the cavernous portions of the formation, visualized along the temporary recording channel as areas with a completely attenuated ultrasonic signal, and Sr is the total sweep area of the same layer, visualized by temporary recording channel;
определяют коэффициент рассеянной глинистости Кr, вычисляемый по формуле Кr=(So-Sz)/Sп, где So - сумма всех площадей развертки участков пласта, ослабляющих амплитуду ультразвукового пучка, визуализируемых по временному каналу записи, Sz - сумма всех площадей развертки участков пласта с затухшей амплитудой ультразвукового пучка, визуализируемых по временному каналу записи, и Sп - общая площадь развертки этого же пласта, визуализируемая по временному каналу записи; а путем расчета визуализированной трещины по временному каналу записи в данном пласте определяют длину (раскрытость) и конфигурацию трещины гидроразрыва, а путем сравнения ее визуализированного изображения с заданными параметрами скважинного датчика привязки начала развертки изображения к северному меридиану определяют направление распространения трещины гидроразрыва. При этом определение указанных параметров производят в любой последовательности и комбинации. При этом определение коэффициентов Kt, Kk, Кr и параметров трещины гидроразрыва производят в любой последовательности и комбинации.determine the coefficient of diffuse clay content Kr, calculated by the formula Kr = (So-Sz) / Sp, where So is the sum of all the sweep areas of the reservoir sections, attenuating the amplitude of the ultrasonic beam, visualized along the temporary recording channel, Sz is the sum of all sweep areas of the reservoir sections with the damped the amplitude of the ultrasonic beam, visualized on a temporary recording channel, and Sp - the total sweep area of the same layer, visualized on a temporary recording channel; and by calculating the visualized fracture by the temporary recording channel in this reservoir, the length (openness) and configuration of the fracture fracture is determined, and by comparing its visualized image with the specified parameters of the downhole sensor for linking the beginning of the image scan to the north meridian, the propagation direction of the fracture is determined. Moreover, the determination of these parameters is carried out in any sequence and combination. In this case, the determination of the coefficients Kt, Kk, Kr and hydraulic fracture parameters is carried out in any sequence and combination.
Предложенный способ получения количественных параметров пласта методом отраженных волн (в отличие от известных) позволяет вычислить:The proposed method for obtaining quantitative parameters of the reservoir by the method of reflected waves (in contrast to the known ones) allows us to calculate:
- коэффициент трещинной пористости пласта, а также коэффициент каверной пористости пласта, обеспечивающие в совокупности с предварительными данными других видов геофизических исследований скважин количественную оценку месторождения нефти/газа;- the coefficient of fractured porosity of the formation, as well as the coefficient of cavity porosity of the formation, which, together with preliminary data from other types of geophysical surveys of wells, provide a quantitative assessment of the oil / gas field;
- коэффициент рассеянной глинистости исследуемого пласта и параметры трещины гидроразрыва пласта, обеспечивающие путем программно-методической обработки и корректировки полученных параметров выбраковку из них данных, являющихся следствием неконтролируемого разрыва части горной породы/пласта, что повышает достоверность конечного результата.- the coefficient of dispersed clay content of the studied formation and the parameters of the hydraulic fracture of the formation, which, by means of program-methodical processing and adjustment of the obtained parameters, cull the data from them, which are the result of uncontrolled fracturing of part of the rock / formation, which increases the reliability of the final result.
В совокупности анализ полученных предложенным способом параметров исследуемого пласта позволяетIn aggregate, the analysis of the parameters of the studied formation obtained by the proposed method allows
- выявить интервалы вторичной пористости в плотных (карбонатных) породах с высокой степенью разрешения,- to identify the intervals of secondary porosity in dense (carbonate) rocks with a high degree of resolution,
- оценить тип коллектора в условиях его естественного залегания (порово-трещинный, трещинно-кавернозный и др.),- assess the type of reservoir in the conditions of its natural occurrence (pore-fissure, fissure-cavernous, etc.),
- количественно определить коэффициент вторичной пористости, в том числе и в интервале низкой пористости (до 10%),- quantitatively determine the coefficient of secondary porosity, including in the interval of low porosity (up to 10%),
- количественно определить микронеоднородности породы (каверны, их структурно-текстурные особенности, макротрещины и их раскрытость, линзовидные образования и т.п.);- quantitatively determine the microinhomogeneity of the rock (cavities, their structural and textural features, macrocracks and their openness, lenticular formations, etc.);
- количественно оценить элементы залегания горных пород с привязкой к магнитному полюсу Земли- quantify the elements of occurrence of rocks with reference to the Earth’s magnetic pole
Ни один из известных в настоящее время способов оценки параметров горной породы (пласта), основанных на методе отраженных волн, не обеспечивает получения вышеупомянутых количественных параметров исследуемых пластов.None of the currently known methods for estimating rock (formation) parameters based on the reflected wave method provides the above-mentioned quantitative parameters of the studied formations.
На практике раздельная оценка каждого из указанных выше параметров реализуется посредством геофизической аппаратуры, представляющей собой скважинные высокочастотные акустические приборы (сканеры, телевизоры) с частотой ультразвуковых излучений 500 кГц и более.In practice, a separate assessment of each of the above parameters is implemented by means of geophysical equipment, which is a borehole high-frequency acoustic devices (scanners, televisions) with a frequency of ultrasonic radiation of 500 kHz or more.
На фиг.1 показан вариант установки (скважинный акустический телевизор) для реализации предложенного способа получения количественных параметров пласта методом отраженных волн.Figure 1 shows the installation option (downhole acoustic TV) for implementing the proposed method for obtaining quantitative parameters of the reservoir by the method of reflected waves.
На фиг.2 показана плоскость поперечного сечения исследуемой скважины с расположенным по ее оси скважинным акустическим телевизором на фиг.1.Figure 2 shows the plane of the cross section of the investigated well with a downhole acoustic TV located in its axis in figure 1.
На фиг.3 представлен вариант алгоритма проведения операций сбора, обработки и количественного прогнозирования пласта предложенным способом посредством скважинного акустического телевизора на фиг.1.Figure 3 presents a variant of the algorithm for conducting operations of collecting, processing and quantitative forecasting of the formation of the proposed method by means of a downhole acoustic TV in figure 1.
Установка для реализации способа получения количественных параметров пласта методом отраженных волн представляет собой скважинный акустический прибор 1, спускаемый в скважину на стандартном трехжильном геофизическом кабеле 2, наземную панель 3 и компьютезированную систему регистрации и обработки данных 4.Installation for implementing the method of obtaining quantitative parameters of the reservoir by the method of reflected waves is a borehole acoustic device 1, lowered into the well on a standard three-core geophysical cable 2, ground panel 3 and a computerized data recording and processing system 4.
Акустический прибор 1 содержит пьезоэлектрический преобразователь 5, размещенный в цилиндрическом корпусе акустического прибора 1 в области акустически прозрачного окна 6, механизм вращения 7 пьезоэлектрического преобразователя 5 и блок электроники 8. Акустический прибор 1 снабжен центраторами 9, ориентирующими последний в процессе спуске - подъемных операций по оси ствола скважины.The acoustic device 1 contains a piezoelectric transducer 5 located in the cylindrical body of the acoustic device 1 in the region of the acoustically transparent window 6, the rotation mechanism 7 of the piezoelectric transducer 5 and the electronics unit 8. The acoustic device 1 is equipped with centralizers 9, orienting the latter during the descent - lifting operations along the axis wellbore.
Наземная панель 3 служит для обеспечения питания скважинного акустического прибора 1 и поддержания последнего в стабильном рабочем состоянии в течение всего времени проведения исследований.The ground panel 3 serves to provide power to the downhole acoustic device 1 and maintain the latter in a stable working condition during the entire time of the research.
Компьютезированная система регистрации и обработки данных 4 обеспечивает настройку, визуализацию и контроль полученных данных, а также первичную обработку и корректировку результатов исследования.A computerized system for recording and processing data 4 provides tuning, visualization and control of the received data, as well as primary processing and adjustment of the research results.
На практике предложенный способ получения количественных параметров пласта методом отраженных волн реализуется следующим образом.In practice, the proposed method for obtaining quantitative parameters of the reservoir by the method of reflected waves is implemented as follows.
Акустический прибор 1 на каротажном кабеле 2 равномерно спускают по стволу исследуемой скважины. Пьезоэлектрический излучатель 5, вращающийся посредством механизма вращения 7 вокруг оси акустического прибора 1, генерирует через акустически прозрачное окно 6 импульсы высокой частоты (500 кГц и более). При этом пьезоэлектрический излучатель 5 одновременно является и приемником, фиксирующим возвращение каждого излученного импульса, отраженного от стенки скважины. Каждый излученный импульс, ударяя в стенку скважины, вызывает колебательный процесс (порядка 10 периодов) горной породы стенки скважины (минералов, ее слагающих). Блок электроники 8 акустического прибора 1 фиксирует соответствующие принимаемые отраженный импульс в виде короткого прямоугольного импульса - отраженного сигнала и затухающей синусоиды - колебательного процесса горной породы. При этом, при попадании излученного импульса в трещину, отраженный импульс либо затухает в ней, либо отражается по законам преломления луча и не попадает обратно в преобразователь 3. Соответственно, в импульсном канале записи зафиксируются случаи с нулевой амплитудой, а во временном канале - время возвращения излученного импульса, равное бесконечности.The acoustic device 1 on the logging cable 2 is uniformly lowered along the trunk of the investigated well. The piezoelectric emitter 5, rotating by means of a rotation mechanism 7 around the axis of the acoustic device 1, generates high frequency pulses (500 kHz or more) through the acoustically transparent window 6. In this case, the piezoelectric emitter 5 is also a receiver, fixing the return of each emitted pulse reflected from the well wall. Each radiated impulse, striking the borehole wall, causes an oscillatory process (of the order of 10 periods) of the rock of the borehole wall (minerals composing it). The electronics unit 8 of the acoustic device 1 captures the corresponding received reflected pulse in the form of a short rectangular pulse - the reflected signal and the damped sinusoid - the oscillatory process of the rock. In this case, when an emitted pulse enters a crack, the reflected pulse either attenuates in it or is reflected according to the laws of beam refraction and does not fall back into the transducer 3. Accordingly, cases with zero amplitude are recorded in the pulse channel of recording, and the time of return is recorded in the time channel radiated impulse equal to infinity.
В процессе равномерного спуска акустического прибора 1 по стволу скважины производится круговое сканирование стенок скважины в плоскости, перпендикулярной продольной оси скважины (фиг.2) по 256 точкам за один полный оборот пьезоэлектрического излучателя с вертикальной разрешающей способностью, зависящей от скорости перемещения акустического прибора (чем меньше скорость, тем выше разрешение). В результате чего сканирование исследуемого участка ствола скважины (пласта) производится по спиралеобразной траектории.In the process of uniform descent of the acoustic device 1 along the wellbore, a circular scan of the walls of the well is carried out in a plane perpendicular to the longitudinal axis of the well (Fig. 2) at 256 points per one full revolution of the piezoelectric emitter with a vertical resolution that depends on the speed of movement of the acoustic device (the less speed, the higher the resolution). As a result, scanning of the investigated section of the wellbore (formation) is performed along a spiral-shaped trajectory.
Параметры сканирования записывается блоком электроники 8 по двум каналам - амплитудному и временному. Амплитудный канал фиксирует ослабление принятого акустического сигнала по сравнению с излученным соответствующим сигналом в каждой точке пласта. Временной канал фиксирует соответствующие каждой принимаемой амплитуде время пробега излученного импульса от момента излучения до приема его отраженного сигнала.The scanning parameters are recorded by the electronics unit 8 through two channels - amplitude and time. The amplitude channel captures the attenuation of the received acoustic signal compared to the emitted corresponding signal at each point in the formation. The time channel fixes the travel time of the emitted pulse corresponding to each received amplitude from the moment of radiation to the reception of its reflected signal.
Система регистрации и обработки данных 4 преобразует время пробега каждого излученного импульса в пройденное им расстояние с учетом скорости спуска акустического прибора 1 по стволу скважины.The data recording and processing system 4 converts the travel time of each emitted pulse into the distance traveled by it, taking into account the speed of descent of the acoustic device 1 along the wellbore.
При этом блок электроники 8 скважинного акустического прибора 1 обеспечивает привязку развертки получаемого изображения скважины по азимуту, что позволяет отследить расположение и направление распространения трещины при последующих периодах сканирования стенок скважины в процессе подъема скважинного акустического прибора 1.In this case, the electronics unit 8 of the borehole acoustic device 1 provides a reference for the sweep of the obtained image of the well in azimuth, which allows you to track the location and direction of propagation of the fracture during subsequent periods of scanning the walls of the well during the lifting of the borehole acoustic device 1.
Система регистрации и обработки данных 4 по алгоритму, представленному на фиг.3, осуществляет обработку поступающих из блока электроники 8 данных и автоматически вводит поправочные коэффициенты, учитывающие расцентровку перемещающегося по скважине акустического прибора. При этом, в соответствии с заданными граничными условиями, система регистрации и обработки данных 4 распознает образы, связанные с участками частичного поглощения акустической энергии, характеризующие глинистость пласта, а также участки полностью затухших акустических сигналов, и производит разделение всего массива на участки, связанные с имеющимися в горной породе (пласте) кавернами и участки, связанные с имеющимися в горной породе (пласте) трещинами и, сопоставляя их с данными предварительных геофизических исследований, отбраковывает данные, связанные с каверностъю ствола скважины, а не пласта.The system for recording and processing data 4 according to the algorithm presented in figure 3, processes the data coming from the electronics unit 8 and automatically enters correction factors taking into account the alignment of the acoustic device moving along the well. Moreover, in accordance with the specified boundary conditions, the data recording and processing system 4 recognizes images associated with partial acoustic energy absorption sections characterizing the clay content of the formation, as well as sections of completely attenuated acoustic signals, and divides the entire array into sections associated with existing in the rock (formation) by caverns and areas associated with the existing cracks in the rock (layer) and, comparing them with the data of preliminary geophysical studies, discard data associated with kavernostyu wellbore rather than the formation.
Данные, рассчитанные предложенным способом получения количественных параметров пласта методом отраженных волн, на практике подтверждаются результатами, полученными другими геофизическими и промысловыми методами, повсеместно применяемыми на нефтяных и газовых скважинах при разработке месторождений (такими как кавернометрия, нейтронные геофизические методы, волновые акустические исследования). Именно на данных методах основаны определение коэффициентов общей и вторичной пористости горных пород, а также оценка глинистости пластов на месторождении.The data calculated by the proposed method for obtaining quantitative parameters of the reservoir by the method of reflected waves are confirmed in practice by the results obtained by other geophysical and field methods commonly used in oil and gas wells during field development (such as cavernometry, neutron geophysical methods, acoustic wave studies). It is precisely on these methods that the determination of the coefficients of total and secondary porosity of rocks is based, as well as the assessment of the clay content of the formations in the field.
Реализованный на практике посредством аппаратуры САТ-4М (О.В.Терехов, В.И.Стрелков. Экспериментальная оценка разрешающей способности аппаратуры САТ-4М. // НТВ «Каротажник». Тверь.: Изд. АИС.2008. вып.6(171) С.37-41), способ получения количественных параметров пласта методом отраженных волн позволил с достаточно высокой точностью идентифицировать щели и трещины шириной от 2 мм и отверстия обсадной колонны диаметром от 6 мм и более при условии заполнения скважины как пресной, так и соленой водой или глинистым раствором независимо от величины температуры (до 150°С) при плотности бурового раствора до 1.3 г/см3.Implemented in practice by means of SAT-4M equipment (O.V. Terekhov, V.I. Strelkov. Experimental evaluation of the resolution of the SAT-4M equipment. // NTV Karotazhnik. Tver: Publishing House AIS.2008. Issue 6 ( 171) P.37-41), the method of obtaining quantitative parameters of the formation by the method of reflected waves made it possible to identify cracks and cracks with a width of 2 mm and holes of the casing with a diameter of 6 mm or more with fairly high accuracy provided that the well was filled with both fresh and saline water or clay solution, regardless of temperature s (150 ° C) with drilling fluid density of up to 1.3 g / cm 3.
Таким образом, вычисленные предложенным способом получения количественных параметров пласта методом отраженных волн коэффициенты и их анализ позволяют оценить количественные данные исследуемого пласта, оценить геологическое строение вскрываемого скважиной разреза и спрогнозировать целесообразность и методы его дальнейшей эксплуатации, что кроме общей картины параметров пласта, как у прототипа, обеспечивает возможность фиксации микротрещин, а также обеспечивает контроль гидроразрыва пласта с получением данных о длине трещины, раскрытости, конфигурации и азимутальной направленности и дает количественную характеристику пласта.Thus, the coefficients calculated by the proposed method for obtaining quantitative parameters of the formation by the reflected wave method and their analysis allow us to evaluate the quantitative data of the studied formation, evaluate the geological structure of the section opened by the well and predict the feasibility and methods of its further operation, which, in addition to the general picture of the formation parameters, as in the prototype, provides the ability to fix microcracks, and also provides control of hydraulic fracturing with obtaining data on the length of the fracture, races openness, configuration and azimuthal orientation and gives a quantitative characteristic of the reservoir.
Приведенный в описании вариант реализации предложенного способа получения количественных параметров нефтяного пласта методом отраженных волн раскрыт только для иллюстрации, поскольку изобретение может быть реализовано на практике любым иным эквивалентным образом, очевидным для специалиста в данной области техники, и все такие изменения считаются находящимися в рамках объема и сущности изобретения. Кроме того, не подразумевается ограничение приемов методики, показанной в настоящей заявке.The embodiment of the proposed method for obtaining quantitative parameters of an oil reservoir by the reflected wave method described in the description is disclosed only for illustration, since the invention can be put into practice in any other equivalent manner obvious to a person skilled in the art, and all such changes are considered to be within the scope and SUMMARY OF THE INVENTION In addition, it does not imply a limitation of the techniques of the technique shown in this application.
На практике варианты реализации предложенного способа получения количественных параметров пласта методом отраженных волн могут включать наборы различных комбинаций геофизических методов, позволяющих с учетом геолого-технических и технологических методов для конкретного месторождения получать указанные параметры коэффициентов пористости, трещинности и глинистости пласта наиболее точно с учетом установленных петрофизических связей.In practice, the options for implementing the proposed method for obtaining quantitative parameters of the formation by the reflected wave method may include sets of various combinations of geophysical methods that allow, taking into account the geological, technical and technological methods for a particular field, to obtain the indicated parameters of the coefficients of porosity, fracture and clay content of the formation most accurately taking into account the established petrophysical relationships .
Использование дополнительных геофизических методов необходимо для контроля точности настройки и выбора граничных условий при реализации способа получения количественных параметров пласта методом отраженных волн в диапазонах коллекторов, в которых другие геофизические методы не имеют преимущества.The use of additional geophysical methods is necessary to control the accuracy of adjustment and the choice of boundary conditions when implementing the method of obtaining quantitative parameters of the reservoir by the method of reflected waves in the ranges of the reservoirs, in which other geophysical methods do not have advantages.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009102152/28A RU2402791C2 (en) | 2009-01-22 | 2009-01-22 | Method for detection of bed quantitative parametres by method of reflected waves |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009102152/28A RU2402791C2 (en) | 2009-01-22 | 2009-01-22 | Method for detection of bed quantitative parametres by method of reflected waves |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009102152A RU2009102152A (en) | 2010-07-27 |
| RU2402791C2 true RU2402791C2 (en) | 2010-10-27 |
Family
ID=42697884
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009102152/28A RU2402791C2 (en) | 2009-01-22 | 2009-01-22 | Method for detection of bed quantitative parametres by method of reflected waves |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2402791C2 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2485553C1 (en) * | 2011-10-25 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "ГЕОСТРА" | Method of estimating fracture porosity based on borehole seismic data |
| RU2492509C2 (en) * | 2011-11-17 | 2013-09-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Тихоокеанский океанологический институт им. В.И. Ильичева Дальневосточного отделения Российской академии наук (ТОИ ДВО РАН) | Method of determining vertical velocity of longitudinal waves in layers of anisotropic medium |
| RU2516392C2 (en) * | 2012-09-13 | 2014-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Method of rock fractured porosity determination |
| RU2615051C1 (en) * | 2015-10-30 | 2017-04-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of determination of rock fracture porosity |
| RU2631514C2 (en) * | 2015-09-02 | 2017-09-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром георесурс" | Oil-and-gas well casing failure assessment method |
| RU2646956C1 (en) * | 2017-05-31 | 2018-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of determination of rock fracture porosity |
| RU2790471C1 (en) * | 2022-06-21 | 2023-02-21 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт горного дела им. Н.А. Чинакала Сибирского отделения Российской академии наук ИГД СО РАН | Method for determining the spatial position and geometric parameters of a hydraulic fracture |
-
2009
- 2009-01-22 RU RU2009102152/28A patent/RU2402791C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2485553C1 (en) * | 2011-10-25 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "ГЕОСТРА" | Method of estimating fracture porosity based on borehole seismic data |
| RU2492509C2 (en) * | 2011-11-17 | 2013-09-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Тихоокеанский океанологический институт им. В.И. Ильичева Дальневосточного отделения Российской академии наук (ТОИ ДВО РАН) | Method of determining vertical velocity of longitudinal waves in layers of anisotropic medium |
| RU2516392C2 (en) * | 2012-09-13 | 2014-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Method of rock fractured porosity determination |
| RU2631514C2 (en) * | 2015-09-02 | 2017-09-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром георесурс" | Oil-and-gas well casing failure assessment method |
| RU2615051C1 (en) * | 2015-10-30 | 2017-04-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of determination of rock fracture porosity |
| RU2646956C1 (en) * | 2017-05-31 | 2018-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of determination of rock fracture porosity |
| RU2790471C1 (en) * | 2022-06-21 | 2023-02-21 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт горного дела им. Н.А. Чинакала Сибирского отделения Российской академии наук ИГД СО РАН | Method for determining the spatial position and geometric parameters of a hydraulic fracture |
| RU2819880C1 (en) * | 2023-08-10 | 2024-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method for development of zonal-inhomogeneous kerogen-containing formation |
| RU2807499C1 (en) * | 2023-09-20 | 2023-11-15 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт физики Земли им. О.Ю. Шмидта Российской академии наук | Method for determining coefficients of volumetric compressibility of cracks and intergranular pores of rock samples |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2009102152A (en) | 2010-07-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108026769B (en) | Measurement and processing for detecting weak boundary layers in hydrocarbon bearing laminated formations using acoustic logging devices | |
| RU2402791C2 (en) | Method for detection of bed quantitative parametres by method of reflected waves | |
| US10107094B2 (en) | Formation density or acoustic impedance logging tool | |
| US7911877B2 (en) | Active noise cancellation through the use of magnetic coupling | |
| RU2678248C2 (en) | Acoustic wave imaging of formations | |
| US10344582B2 (en) | Evaluation of downhole installation | |
| RU2553720C1 (en) | Azimuthal brittleness logging systems and methods | |
| RU2006107215A (en) | MULTI-MODE ACOUSTIC IMAGE CONSTRUCTION IN CASED WELLS | |
| US11619018B2 (en) | Soil probing device having built-in generators and detectors for compressional waves and shear waves | |
| CN105719433B (en) | A kind of advanced prediction method based on seismic wave in hole | |
| EA007372B1 (en) | Method of using electrical and acoustic anisotropy measurements for fracture identification | |
| US4713968A (en) | Method and apparatus for measuring the mechanical anisotropy of a material | |
| CN105317434A (en) | Borehole ultrasonic reflection three-dimensional detection apparatus and method | |
| US8681582B2 (en) | Method for sonic indication of formation porosity and lithology | |
| US11726225B2 (en) | Detection and evaluation of ultrasonic subsurface backscatter | |
| US20130125641A1 (en) | Micro-Sonic Density Imaging While Drilling Systems and Methods | |
| KR101033610B1 (en) | Multi point receiving type tunnel face seismic prediction method | |
| JPS62269084A (en) | Seismic exporation method having extremely high resolution in horizontal well | |
| CN113050085A (en) | Advanced geological prediction method | |
| CN112627809A (en) | Ultrasonic imaging logging device and coal seam crack prediction method | |
| US3464513A (en) | Acoustic apparatus for mapping the surface characteristics of a borehole | |
| Srinivas et al. | Delineation of fractures through acoustic televiewer log | |
| RU2614193C1 (en) | Downhole acoustic scanner | |
| CN215526137U (en) | Elastic wave tomography system for detecting spatial structure of barrier dam defect body | |
| Wadhwa et al. | Pre and post-excavation cross-hole seismic and geotomographic studies for a nuclear power project |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140123 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20160127 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170123 |