Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Компьютеризованный аппаратурно-методический комплекс для геофизических исследований действующих скважин

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Текст научной работыДиссертация по геологии, доктора технических наук, Буевич, Александр Степанович, Тверь

Научно-производственный центр «ТВЕРЬГЕОФИЗИКА»

БУЕВИЧ Александр Степанович

КОМПЬЮТЕРИЗОВАННЫЙ АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

ДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН

Специальность 04.00.12 - «Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых»

Диссертация на соискание учёной степени доктора технических наук

Тверь -1998

КОМПЬЮТЕРИЗОВАННЫЙ АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН

ВВЕДЕНИЕ

1. СОСТОЯНИЕ И РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ

ИССЛЕДОВАНИЙ ДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН...........................15

1.1 Формирование геофизических исследований действующих скважин как самостоятельного направления промысловой геофизики............15

1.2 Задачи геофизических исследований действующих скважин...........17

1.3 Основные методы ГИДС и методика проведения исследований..... 18

1.4 Скважинная аппаратура......................................................................23

1.5 Регистрирующие комплексы...............................................................27

1.6 Выводы.................................................................................................27

2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКИХ ВОПРОСОВ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К КОМПЬЮТЕРНОЙ ТЕХНОЛОГИИ.........29

2.1 Разработка методики проведения ГИДС............................................29

2.1.1 Общие требования.....................................................................29

2.1.2 Методика термических исследований......................................29

2.1.3 Методика манометрических исследований..............................30

2.1.4 Методика потокометрических исследований..........................31

2.1.5 Регистрация диаграммы гамма-излучения...............................33

2.1.6 Регистрация диаграммы магнитного локатора........................34

2.2 Разработка методики обработки данных и интерпретации...............34

2.2.1 Разработка способов обработки "зашумлённых" данных....... 34

2.2.2 Определение работающих интервалов и профиля расхода.....38

2.2.3 Определение характера притекающего флюида......................46

2.2.4 Выявление заколонных перетоков............................................48

2.3 Выводы.................................................................................................52

3. КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРОЦЕССУ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН.............................................................. 55

3.1 Общие представления о технологическом процессе ГИДС..............55

3.2 Уточнение задачи, выбор методики и технических средств её решения.................................................................................................58

3.2.1 Работа с Заказчиком..................................................................58

3.2.2 Принцип избыточности.............................................................59

3.3 Подготовительные работы..................................................................60

3.3.1 Ремонт и обслуживание скважинной аппаратуры..................61

3.3.2 Метрологическое обеспечение.................................................63

3.4 Проведение исследований...................................................................67

3.4.1 Скважинная аппаратура............................................................67

3.4.2 Компьютерная станция.........../..................................................68

3.4.3 Программное обеспечение контроля и регистрации...............70

3.4.4 Оперативная обработка данных................................................73

3.5 Компьютерная поддержка интерпретации......................................... 74

3.5.1 Функции программного обеспечения интерпретации.............74

3.5.2 Принципы построения программного обеспечения интерпретации................................................................................75

3.6 Выводы..................................................................................................77

4. РАЗРАБОТКА СКВАЖИННОЙ АППАРАТУРЫ НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ......................................................................................79

4.1 Принципы построения комплекса скважинной аппаратуры............. 79

4.2 Разработка первичных преобразователей (датчиков)........................81

4.2.1 Датчик температуры..................................................................81

4.2.2 Датчик термоанемометра..........................................................84

4.2.3 Датчик индикатора влагосодержания.......................................87

4.3 Аппаратура нового поколения ГРАНИТ............................................89

4.3.1 Принципы построения аппаратуры..........................................89

4.3.2 Формат передачи данных.......................................................... 91

4.3.3 Унифицированная плата TJIC...................................................93

4.3.4 Принцип организации совместной работы модулей...............96

4.3.5 Метрологическая обработка параметров.................................97

4.4 Применение основных элементов системы ГРАНИТ в приборах иных систем.....................................................................:..................100

4.5 Выводы...............................................................................................103

5. РАЗРАБОТКА НАЗЕМНОГО КОМПЬЮТЕРИЗОВАННОГО

РЕГИСТРИРУЮЩЕГО КОМПЛЕКСА............................................105

5.1 Принципы построения компьютерных регистрирующих систем ... 105

5.1.1 Обслуживание скважинной аппаратуры................................105

5.1.2 Обеспечение работы с внешним наземным оборудованием. 107

5.1.3 Функциональная схема и компоновка компьютерного регистрирующего комплекса.......................................................108

5.1.4 Требования к программному обеспечению регистрирующего комплекса......................................................................................111

5.2 Программно-управляемый регистрирующий комплекс ОНИКС-5 113

5.2.1 Состав и функциональные возможности комплекса.............113

5.2.2 Устройство и принципы работы.............................................113

5.2.3 Основные принципы построения программного обеспечения регистрирующего комплекса ОНИКС.........................................116

5.3 Выводы..................................:.............................................................. 124

6. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ КОМПЬЮТЕРНОЙ ОБРАБОТКИ И

ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ОНИКС............................................126

6.1 Основные принципы построения подсистемы обработки...............126

6.1.1 Краткое описание структуры базы данных............................126

6.1.2 Подсистема редактирования............................ ........................128

6.1.3 Рабочее место интерпретатора в системе ОНИКС................129

6.2 Алгоритмы программ обработки......................................................131

6.2.1 Программа уточнения привязки зарегистрированных данных по глубине.....................................................................................131

6.2.2 Первичная обработка...............................................................135

6.2.3 Обработка данных термометрии ниже перфорации..............138

6.2.4 Определение интервалов поглощения по термограмме остановленной скважины.............................................................142

6.2.5 Обработка данных термоиндикатора притоков.....................144

6.2.6 Обработка данных расходометрии на протяжке....................146

6.2.7 Обработка данных расходометрии в пошаговом режиме.....152

6.2.8 Определение состава жидкости в скважине........... ................153

6.2.9 Определение плотности флюида и нефтесодержания по давлению.......................................................................................156

6.2.10 Определение дебита воды и нефти по двум замерам уровней 159

6.2.11 Программы обработки данных гидродинамических исследований................................................................................ 163

6.2.12 Обработка кривых восстановления давления......................163

6.2.13 Обработка кривых восстановления уровня..........................169

6.3 Выводы...............................................................................................171

7. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫШЛЕННОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА..................173

7.1 Объёмы промышленного использования.........................................173

7.2 Примеры решения промысловых задач............................................175

7.2.1 Исследования добывающей скважины В-03 месторождения Ардалин......................'...................................................................175

7.2.2 Исследования нагнетательной скважины 220 Пограничной площади........................................................................................193

7.3 Выводы...........................1...................................................................203

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПЕРЕЧЕНЬ РИСУНКОВ

Рис. 2.1. Исходные кривые гамма-фона и результат обработки методом

среднего с отбрасыванием экстремальных значений.................. 35

Рис. 2.2. Исходные кривые JIM,и результат обработки методом среднего с отбрасыванием экстремальных значений......................................35

Рис. 2.3. Пример обработки расчётной кривой плотности....................... 37

Рис. 2.4. Схема формирования температурного профиля в действующей

добывающей скважине.................................................................. 38

Рис. 2.5. Выделение аномальных зон по признаку кривизны...................41

Рис. 2.6. Кривые термоанемометра до и после ввода поправки на влияние температуры............,...............................................................42

Рис. 2.7. Схема формирования темцературного профиля в действующей и остановленной нагнетательной скважине.....................................44

Рис. 2.8. Схема формирования градиента температуры на границе двух

сред с различной температурой.....................................................45

Рис. 2.9. Термограмма и градиент-термограмма остановленной нагнетательной скважины..........................................................................46

Рис. 2.10. Схема формирования профиля температуры при движении воды за обсадной колонной ниже перфорированных пластов............. 49

Рис. 2.11. Кривые индикатора акустических шумов, зарегистрированных при различных состояниях скважины.......................................... 51

Рис. 3.1. Основные составляющие технологического процесса, их связь с

участниками процесса и используемые ресурсы......................... 56

Рис. 4.1. Выходная характеристика чувствительного элемента из никеля при непосредственном измерении Яд и при линеаризации шунтирующим резистором Rji..................................................................83

Рис. 4.2. Схемы линеаризации выходной характеристики чувствительного элемента из никеля путём шунтирования резистором (а) и подбора элементов моста Уинстона (б)....................................................... 84

Рис. 4.3. Конструкция датчика термоанемометра. На рисунке б) плотностью тона условно показано распределение плотности теплового потока вдоль трубки корпуса датчика........................................... 85

Рис. 4.4. Расчётные кривые распределения относительной температуры

вдоль трубки датчика Т1 (в неподвижной воде) и Т2 (в интенсивно перемешиваемой воде), a T¿K>Ke коэффициента качества S......... 87

Рис. 4.5. Структура информационного потока в кабеле........................... 92

Рис. 4.6. Обобщённая функциональная схема модуля системы ГРАНИТ..94

Рис. 4.7. Базовая часть платы TJIC............................................................ 95

Рис. 5.1. Функциональная схема компьютерного регистрирующего комплекса.......................................................................................... 108

Рис. 5.2. Компоновка регистрирующего комплекса при использовании платы ADSP, связанной с системной шиной центрального компьютера...................................:................................,.............................. 110

Рис. 5.3. Компоновка регистрирующего комплекса при использовании

IBM-совместимой процессорной платы, связанной с центральным

компьютером через последовательный порт.............................. 110

Рис. 5.4. Блок-схема комплекса ОНИКС-5.............................................. 114

Рис. 5.5. Экранный интерфейс монитора оператора............................... 117

Рис. 6.1. Структура базы данных системы ОНИКС................................ 126

Рис. 6.2. Схема применения обрабатывающих программ в системе ОНИКС. Рис. 6.3. Пример промежуточного отчёта программы MFT&PRF после взаимной увязки кривых локатора................................................................ 132

Рис. 6.4. Пример основного отчёта программы MFT&PRF......................134

Рис. 6.5. Пример основного отчёта программы первичной обработки

PRIME........................................................................................ 137

Рис. 6.6. Пример промежуточного отчета программы DOWN............. 139

Рис. 6.7. Пример основного отчёта программы DOWN. Скважина 1324 Ме-гионской площади........................................................................ 141

Рис. 6.8. Пример основного отчёта программы выявление интервалов поглощения закачиваемой воды. Скважина 145 Холмогорской площади..................................:.....■........................•................................... 143

Рис. 6.9. Пример основного отчёта программы обработка данных термоиндикатора притоков. Скважина 1807 Фёдоровской площади...... 145

Рис. 6.10. Пример первого отчёта программы обработка данных расходо-метрии на протяжке. Скважина 1807 Фёдоровской площади. ... 149

Рис. 6.11. Градуировочные характеристики к первому отчёту программы

обработка данных расходометрии на протяжке.......................... 150

Рис. 6.12. Пример второго отчёта программы обработка данных расходометрии на протяжке. Скважина 1807 Фёдоровской площади. ... 151

Рис. 6.13. Пример отчёта программы определения состава жидкости в

скважине по данным индикатора влагосодержания. Скважина 1324 Мегионской площади................................................................... 155

Рис. 6.14. Пример отчёта программы определения плотности флюида и

нефтесодержания по давлению. Скважина В-03 Ардалинской площади. Штриховкой отмечена кривая нефтесодержания............ 158

Рис. 6.15. Пример отчёта программы определения дебитов по уровням. 162

Рис. 6.16. Кривая восстановления давления............................................ 164

Рис. 6.17. График Хорнера....................................................................... 165

Рис. 6.18. График пластового давления, рассчитанного по разным точкам КВД..............................:.................................................................166

Рис. 6.19. График гидропроводности, рассчитанной по разным точкам

КВД................................................................................................167

Рис. 7.1. Замер в остановленной скважине.............................................. 178

Рис. 7.2. Изменения давления во времени после пуска скважины......... 180

Рис. 7.3. Изменения показаний расходомера и влагомера во времени после пуска скважины............................................................................ 181

Рис. 7.4. Замер при работе скважины со штуцером 20........................... 181

Рис. 7.5. Притоки флюида из нижнего перфорированного пласта (штуцер 20)...................................................................................................182

Рис. 7.6. Притоки флюида из верхнего перфорированного пласта (штуцер 20).......................................,..........................................................183

Рис. 7.7. Замер при работе скважицы со штуцером 40.......................... 184

Рис. 7.8. Притоки флюида из нижнего перфорированного пласта (штуцер 40)..................................................................................................185

Рис. 7.9. Притоки флюида из верхнего перфорированного пласта (штуцер 40)...........................................................:......................................186

Рис. 7.10. Замеры расходомером при протяжке. Слева - при движении вниз, справа-вверх................................................................................ 187

Рис. 7.11. Расположение прибора в стволе скважины и зоны вертикальных потоков разного направления...................................................... 188

Рис. 7.12. Результаты обработки данных расходометрии программой

STREAM.............................<...................................:...................... 189

Рис. 7.13. Сравнительные данные по давлению и температуре до и после

появления воды в продукции. ...................................................... 191

Рис. 7.14. Признаки заколонного движения жидкости........................... 192

Рис. 7.15. Фоновый замер в простаивающей скважине.......................... 194

Рис. 7.16. Замер при закачке воды.,.......................................................... 195

Рис. 7.17. Замер после остановки скважины........................................... 196

Рис. 7.18. Результаты обработки расходометрии на протяжке программой STREAM....................................................................................... 197

Рис. 7.19. Результаты обработки кривых термоиндикатора притоков программой CTD................................................................................ 198

Рис. 7.20. Результаты обработки термограммы остановленной скважины программой TERMA-N.................................................................199

Рис. 7.21. Результаты обработки данных термометрии в зумпфе программой DOWN....................................................................:............... 201

Рис. 7.22. Результаты спектрального анализа данных шумометрии..... 202

Рис. 7.23. Признаки заколонного перетока выше перфорированного интервала, полученные в результате анализа данных термометрии. . 203

\

ВВЕДЕНИЕ

В последние годы в нефтяной отрасли РФ наблюдалось падение добычи нефти. Одной из причин этого является высокая обводнённость добываемой продукции на большинстве нефтяных месторождений страны. Одновременно резко уменьшился прирост запасов из-за сокращения разведочного бурения и уменьшения размеров и запасов вновь разведанных месторождений. Снижение темпов падения добычи может быть достигнуто за счёт быстрого ввода в эксплуатацию скважин, выходящих из бурения и повышения эффективности и уменьшения сроков капитального ремонта скважин, а также проведение мероприятий по интенсификации добычи. Важнейшее значение имеет оптимизация процесса добычи нефти по месторождениям.

Все указанные меры, способствующие снижению темпов падения добычи, эффективны при условии их информационного обеспечения методами промысловой геофизики. Без геофизического контроля эксплуатации месторождений и отдельных скважин невозможно как рациональное управление процессом разработки в целом, так и решение оперативных вопросов по выбору режимов работы скважин и их ремонту. В связи с этим в настоящее время наблюдается неуклонный рост объёмов информационных услуг, оказываемых геофизическими предприятиями в процессе эксплуатации и капитального ремонта скважин. Объединяющим признаком такого рода услуг является то, что они связаны с проведением геофизических исследований действующих скважин (далее ГИДС).

Технология геофизических исследований действующих скважин основана на теоретических исследованиях, методических и аппаратурных разработках, выполнявшихся в течение нескольких десятков лет рядом организаций. В результате сложилось направление ГИС, существенно отличающееся по решаемым задачам, условиям проведения, методике и технике исследований от каротажа скважин.

Значительный вклад в формирование этого направления внесли Басин Я.Н., Белышев Г.А., Бернштейн Д.�