Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Разработка методики выделения коллекторов в разрезе бурящихся скважинах по данным нестационарных термических исследований

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

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Чемоданов, В.Е.

Введение

Глава I. Исследование основных параметров тепловых процессов в бурящейся скважине при образовании зоны проникновения.

§1. Динамика образования зоны проникновения буровых растворов (или их компонентов) в пластах-коллекторах.

§2. Распределение температуры в стволе бурящейся скважины (по литературным данным).

Глава 2. Исследование основных параметров трехпласто-вой модели. Теоретические-'ффГсйзы методики выделения коллекторов пб 'даяннм нестационарной термометрии при длительных нарушениях теплового поля.

§1. Аналитическая модель восстановления температуры в трехпластовой системе после проникновения теплоносителя в центральный пласт.

§2. Исследование диапазонов изменения параметров, входящих в уравнение распространения тепла.

§3. Восстановление температуры в коллекторе после проникновения жидкости (приближенное решение)

§4. Влияние литологии на процесс образования зоны теплового нарушения в фильтрующих пластах.

§5. Исследование влияния каверн на восстановление теплового поля в скважине на основе решения для однородной среды.£

Глава 3. Исследование восстановления теплового поля в системе скважина-вмещающие горные породы на основании численного решения уравнения теплопроводности.81?

§1. Влияние литологической неоднородности пластов на восстановление теплового поля.

§2. Сравнение решений уравнения теплопроводности для однородной и двухслойной среды при небольших временных нарушениях теплового поля.

§3. Восстановление теплового поля после кратковременного нарушения при наличии каверн.

§4. Влияние фильтрации жидкости в пласт на восстановление теплового поля в системе скважина-пласт коллектор - вмещающие горные породы.102.

§5. Оценка приемистости пластов по данным термометрии.

§6. Изучение влияния изменения температуры в процессе нарушения и цикличности нарушения в скважине на восстановление температуры.

Глава 4. Теоретическое исследование выделения открытых фильтрующих трещин по измерениям температуры в скважине.132.

§1. Общие вопросы.

§2. Тепловое поле горизонтальной и вертикальной трещины в непроницаемой среде.Í

§3. Группа трещин.J

§4. Распределение температуры по скважине в неоднородном пласте и пласте-коллекторе при наличии горизонтальных трещин.,

§5. Выделение трещин по данным термометрии при мгновенных тепловых воздействиях.

Глава 5. Методика проведения и обработки данных термометрии с целью выделения фильтрующих коллекторов.

§1. Обработка единичных замеров температуры.

§2. Сравнение результатов выделения фильтрующих коллекторов в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины по данным единичных замеров температуры и по прямым качественным признакам, установленным другими методами ГЙС. .1$

§3. Сопоставление результатов выделения коллекторов по данным единичных замеров нестационарной температуры и по косвенным количественным признакам.

§4. Методика проведения и интерпретация данных временных замеров температуры.J

Введение Диссертация по геологии, на тему "Разработка методики выделения коллекторов в разрезе бурящихся скважинах по данным нестационарных термических исследований"

Перспектива дальнейшего увеличения добычи нефти и газа в СССР в значительной мере связана с открытием и вводом в разработку месторождений, приуроченных к сложным коллекторам, залегающим на больших глубинах.

Несмотря на значительные успехи в развитии геофизических исследований скважин (ГИС), ставших основными методами выделения коллекторов и оценки их эффективной мощности, пористости и нефтегазонасыщения, эффективность ГИС в некоторых разрезах(карбонатные,глинистые,вулканогенно-осадочные и тонкослоистые коллекторы), остаётся низкой. Значение таких коллекторов в общем балансе включаемых в разведку природных резервуаров нефти и газа растет.

Известно [11,131 , что выделение коллекторов при интерпретации данных ГИС осуществляется по косвенным количественным признакам (сравнение с критическими параметрами) и по прямым качественным признакам (глинистая корка, зона проникновения и другие).

В Советском Союзе и за рубежом большой вклад в изучение и выделение сложных коллекторов по объёмным характеристикам порового пространства методами ГИС внесли Б.Ю.Венделынтейн, В.Н.Дахнов, В.М.Добрынин, Л.П.Долина, С.С.Итенберг, С.Г.Комаров, О.Л.Кузнецов, А.М.Нечай, В.В.Ларионов, М.Г.Латышова, Р.А.Резванов, А.И.Холин, М.М.Элланский, Ю.А.Гулин, Н.З.Заляев, Н.К.Кухаренко, Г.А.Шдурман, С.Д.Пирсон, М.П.Тиксье,Р.Дебранд и другие исследователи.

При выделении сложных коллекторов в разрезе скважин по величине критической пористости (и другим косвенным количественным признакам) возникают осложнения в "разрыве" информационной цепи: литология - тип порового пространства - величина пористости и достоверность её определения - физические свойства флюида насыщающего коллектор. В этих условиях для выделения коллекторов всё чаще обращаются к методикам, позволяющим регистрировать гидродинамическое взаимодействие скважины и пластов как в процессе их вскрытия, так и после дополнительных воздействий.

Выделение коллекторов по качественным прямым признакам [III по своей сути есть выделение коллекторов по признакам, формирующимся в процессе массопереноса из скважины в пласт-коллектор (или наоборот) под действием разности давления в системе скважина-пласт.

Для исследования процессов массопереноса широкое применение находят методы активаторов (гидрогеология, технология химических процессов и т.д.). Технология процесса исследования заключается в том, что в одной точке системы вносится активатор, а в другой -измеряется изменение его концентрации во времени путём непосредственных измерений во второй точке либо по анализам проб, отобранных из потока в точке. В нефтегазовой промышленности применение метода активаторов по данной технологии для исследования параыет-ров коллекторов и месторождения в целом отражено в работах Э.В.Соколовского и других исследователей.

Известны методы исследования по изучению процессов массопереноса по измерениям в месте введения активатора [671 . Актуальность использования методов активаторов для выделения карбонатных коллекторов обосновано в работе [20] .

Основное преимущество метода активаторов - его "однофактор-ность" и возможность проведения дифференциальных измерений. Важнейшими моментами в применении метода активаторов является расчёт необходимой концентрации активатора, достаточной для проведения измерения при существующих способах регистрации.

Геофизические измерения являются интегральными в объёме радиуса исследования данного метода, поэтому для измеряемого сигнала J можно записать: iGW+cc^d^ (I) о где Ru- радиус исследования метода;

Gb}- дифференциальный геометрический фактор или функция ценности для данного метода; Ы- функция распределения основных физических свойств, вияющих на измеряемый сигнал; чг - время;

•г - радиальная координата.

Если считать, что функции GW и ^(д) независимы (или слабо зависимы) друг от друга, то G(>) - характеристика данной измерительной установки, a i- функция, изменяющаяся в процессе взаимодействия скважины с коллектором. При отсутствии взаимодействия горной породы со скважиной = corvst

Обозначим начальное распределение свойств, до введения активатора, через i ( 07"ъ ). Тогда изменение измеряемого сигнала при введении активатора равно: л fMGcoC - ck (2) о

Допустим, что при введении индикатора на некоторое расстояние RM < Ru выполняется условие -fee,ъ) = с| (од), где с - коэффициент эффективности активатора, определяемый петро-физической моделью.

Л 'Ч

Тогда для относительного изменения сигнала 3 можно получить выражение:^ с ^ г/ Ru\ ' где Kr^J - функция эффективности внесения метки, при R„»RH . р X „ С,

Можно предположить, что » где - площадь, ограничиваемая кривой интегрального геометрического фактора метода (установки) в пределах и ; то же, но в пределах 0

Естественно, что данный метод может применяться в режиме активаторов только в том случае, если изменение сигнала при введении активатора превышает относительную ошибку измерения данного метода.

Выражение (3) позволяет интегрально описать и выявить следующие возможные методы регистрации активаторов методами промысловой геофизики:

1. Регистрация метки по способу: фоновый замер - внесение метки - контрольное измерение.

2. Временные исследования по естественному изменению функции ^(ч-.'й) при отсутствии фонового замера.

3. Разноглубинные методы регистрации.

4. Регистрация метки по способу: измерение - воздействие на функцию ^(ъ.ъ) - контрольное измерение.

Фактически эти модификации методов регистрации активаторов применяются при геофизических исследованиях скважин (временные и разноглубинные замеры электрическими методами для выявления зоны проникновения, исследования по методу: измерение - испытание - измерение, методы радиоактивных изотопов и нейтронно-поглощающих веществ и т.п.). Но методами активаторов называют чаще всего лишь методы, осуществляющие измерения по первому способу [20]. На наш взгляд, по крайней мере, для выделения коллекторов, необходимо расши рить понятие применения метода активаторов. Это обусловлено тем, что сам процесс бурения, с точки зрения метода активаторов, является процессом внесения активатора в пласт. Активатор - это буровой раствор, либо его жидкий компонент - фильтрат.

Общепринятой схемы классификации методов активаторов не существует. В имеющихся работах [67,70,731 чаще всего методы активаторов разделяют по физической природе активатора (методы радиоактивных изотопов, нейтроннопоглощающих веществ, красящих веществ и т.д.) или по степени регулируемости воздействия на пласт(В.Д.Неретин и др.)

Проведение ГИС по методу активаторов необходимо увязывать с технологией бурения, так как подготовка скважины и активатора, внесение активатора требуют затрат производительного времени буровой бригады. Рациональная методика проведения ГИС по методу активаторов должна способствовать получению максимальной информации, что возможно при пользовании комплексных активаторов, которые могут выделяться различными методами ГИС. Для облегчения составления такого комплекса исследований предлагается схема физико-технологической классификации методов активаторов для ГИС (рис.1) по следующим параметрам: тип активатора, методика внесения активатора в систему скважина-пласт, методика регистрации внесенного активатора. Эта схема связывает отдельные этапы метода активаторов и позволяет реально оценить возможности комплексирования методов ГИС для регистрации процесса взаимодействия скважины и пластов-коллекторов. Введение в схему способа внесения активатора отражает сложившуюся технологию применения методов двух растворов, временных и разноглубинных ислледований электрометрии, метода радиоактивных изотопов и нейтронно-поглощающих элементов.

Активаторы могут вноситься в систему скважина-пласт следующими способами: активирование всего раствора, активирование "пачки" раствора с последующей доставкой его в интервал исследования (смена раствора), а также с помощью различных технических устройств (инжекторы, капсулы, нагреватели) непосредственно в интервале исследования.

1 /7? ехнологи чес кие параметры процесса

Физические С/7 ос о & б не с емця акт и в а тор о сбоистбо £с/песл? бенно /7тех нологиче ский Смена раствора С пе цустрО(}ст ва актибатора Способ регистрации Способ регистрации Способрегистрации

1 2 3 1 г J 4 1 £ 3 4

1 Электрические - + + + - + + + — + + +

2 Радиоактабиь/е - - - - + ± - + + ± - +

3 Нейтрошо-поглощающие - ± + +■ ± + ± + + +

1 Нёитронно -октивоционнб/е + ■+ +- - ± + - + + +

5 М огнитнь/е - ± -г "I" +■ + 1г ± т "Г +

6 1 тепловые т + - + +- - + + + - +■

1 - ноль ~ <рон - активатор- регистрация; 2~ <ром - воздействие- р егистраг/г/м, 3 - розмое/губоннб/и ; Ь - Временном

Рис.1 Схема классификации методов активаторов при выделении коллекторов

Рассмотрение схемы позволяет заключить, что имеются широкие возможности комплексирования методов ГИС в режиме активаторов.

Наиболее важные моменты, определяющие применение ГИС в режиме активаторов, следующие: определение эффективности активатора при современных способах измерения и создание условий для эффективного внесения метки в пласт-коллектор. Имеющиеся литературные данные по расчёту необходимых концентраций активаторов относительно немногочисленны и приведены для условий, когда активатор распределен в прискважинной зоне на расстояние большее, чем радиус исследования соответствующих методов [69,70,961 .

Использование термических методов для выделения коллектора известно по [23,251 ; в геофизической литературе [21,31,991 приводятся примеры выделения коллекторов по данным термометрии. Вместе с тем, приводимые рекомендации по применению термометрии носят общий характер.

Автором теоретически [16,91,921 были изучены основные тепловые параметры процесса тепломассопереноса при фильтрации бурового раствора в пласт при образовании зоны проникновения, что позволило перейти от общих рекомендаций к разработке конкретных методик исследований.

Физической основой метода служит различие в темпе восстановления температуры в скважине против проницаемых и непроницаемых горных пород, обусловленное разной степенью нарушения стационарного теплового поля. Достоинство метода в том, что активатор создается при бурении автоматически в результате теплообмена в скважине и поступает в проницаемые пласты-коллекторы. Разность температур бурового раствора и горных пород может достигать нескольких десятков градусов, что вполне достаточно для выделения коллекторов. Поскольку все возможные способы внесения активатора связаны с продвижением жидкости из скважины в пласт, а это сопровождается тепловым воздействием на пласт, то термометрию, в принципе, можно включить в комплекс с любым активатором. Результаты положительного использования комплекса радиоактивные изотопы-термометрия в нагнетательных скважинах приведены, в частности, в работе[18,641 .

В заключение обзора современного состояния метода активаторов необходимо отметить:

1. Наиболее широко применяемыми методами активаторов при выделении коллекторов являются электрические методы, однако, эффективность их в ряде случаев остается низкой.

2. Отсутствует комплексность ГИС при использовании метода активаторов.

3. Термометрия - один из наиболее технологичных методов активаторов, легко комплексирующийся с другими методами.

4. Наиболее доступным и эффективным методом внесения активатора является естественно-технологический, причем в этом случае могут быть использованы электрические, нейтроннопоглощающие, нейт-ронноактивационные и тепловые методы.

Заключение Диссертация по теме "Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых", Чемоданов, В.Е.

Выводы.

1. По данным динамических признаков формирования зоны проникновения выделяются пласты коллектора при значениях пористости ниже установленного критического значения.

2. В комплекс ГИС для обнаружения прямых признаков коллектора, наряду с методами, позволяющими регистрировать наличие корки, должны входить методы, выделяющие пластовые прямые признаки - временные и разноглубинные замеры - электрическими методами, и термометрия в нестационарном тепловом режиме. Простейшим вариантом нестационарных термических исследований является замер температуры при выполнении ГИС.

3. Применение предлагаемого в данной работе комплекса ГИС для выделения коллекторов, по прямым признакам позволяет выделить наиболее проницаемые интервалы в высокопористой части разреза и выделить гидродинамически связанные со скважиной пласты в низкопоровой части разреза.

§3. Сопоставление результатов выделения коллекторов по данным единичных замеров нестационарных температур и по косвенным и количественным признакам

Подсолевые карбонатные отложения Прикаспийской впадины

В скважине Г-19 месторождения Жанажол комплекс ГИС включал следующие методы: стандартный зонд, СП, каверномер, СЭЗ, БЭЗ, микрозонды, ЕЖ, ИГЛ, АМ, НШ и ГМ в исследуемом интервале 2580-2735 м. Диаграммный материал и результаты интерпретации ГИС приведены на рис. 5.6. По данным партии подсчета запасов объединения "Гурьев-нефтегазгеология", основные коллекторы (по значению пористости, большей критической) выделены в интервалах 2575-2645 м и 2675-2716 м в горизонтах А и Б. Все интервалы, включенные в эффективную мощность при подсчете запасов, являются также коллекторами; по данным времен

Рис. 5.6 Выделение коллекторов по результатам комплексной интерпретации материалов ГИС по скважине Г-19 месторождении Данажол ных замеров сопротивления, кроме того, выделяются по изменению сопротивления во времени пласты № 3, 10, 15, 25, 36, 37, 39, 41-43, 48, 50-52 (часть), 61, 62, 64, 65, 72, 74, 76, 80, 81, суммарная мощность которых 35,2 м.

По данным термометрии выделено шесть фильтрующих интервалов общей мощностью 34,8 м. Пять из них лежат в пределах горизонтов А и Б, а один - в перемычке между ними, интервал в горизонте Б лежит в области, относимой по критической пористости к неколлектору. Основная часть фильтрующих по данным термометрии коллекторов характеризуется значительными изменениями по данным ЕК, что подтверждает наличие глубокой зоны проникновения в них. Общая характеристика пластов, выделенных по термометрии, приведена в таблице 5.4, данные которой позволяют сделать вывод о том, что отсутствует связь между объемными параметрами породы и выделением их по данным термометрии как фильтрующих.

Это подтверждается и при более широком рассмотрении данных ГИС по этой скважине: при исследовании возможных парных связей между методами ГИС, интервалы, выделяемые по термометрии, не удается сгруппировать. Следует заметить, что выделенные пласты имеют достаточно широкий диапазон изменения величин пористости, определенных по акустическому методу и нейтронному гамма-методу. Известно, что одной из причин этого может служить наличие вторичной пористости в коллекторах. С целью проверки этого факта на месторождении Канажол была проведена совместная обработка данных НГМ, АМ и ГШ по скважине Г-26. Комплекс ГИС здесь тот же, что и в скважине Г-19. В исследуемом интервале 2745-2840 м по данным термометрии выделяются II пластов общей мощностью 28 м, по данным временных замеров весь интервал - коллектор. Обработка материалов по скважине показала: разрез продуктивной толщи, в основном, двухкомпонентный (известняк, доломит), что позволяет по данным НГМ, ГШ и АМ оценить литологический состав,

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе развита теория применения нестационарных термических исследовании бурящихся скважин для выделения коллекторов и оценки их фильтрующей способности в процессе вскрытия и дополнительных кратковременных термогидравлических воздействий.

1. Теоретически исследована влияние неоднородности пластов по тепловым свойствам скважины и каверн на процесс востановления теплового поля в рамках единой задачи "нарушение-восстановление". Показано, что влияние литологии не превышает 10$ первоначального перепада температур; при длительных тепловых нарушениях роц > 100 влиянием размера каверн до 0,2 м можно пренебрегать при времени восстановления до 2-3 суток, а при кратковременных нарушениях необходимо учитывать величину зоны теплового нарушения в каверне.

Доказано, что использование приближенных формул без учета скважины при расчете теплового поля приводит к значительным до 60$ ошибкам при длительности нарушения до 20 часов и восстановления до 100 часов.

2. На основании теоретических исследований определена область применения нестационарной термометрии при выделении коллекторов

- начальная разность температур между скважиной и геотермической температурой породы должна превышать не менее чем в 10 раз чувствительность применяемых способов регистрации температуры;

- при малопродолжительных нарушениях теплового поля в литоло-гически неоднородных разрезах могут быть выделены пласты с объём

С о ной скоростью фильтрации, превышающей 2-10 м /с;

- при длительных нарушениях теплового поля достоверно выделение пластов-коллекторов с величиной зоны теплового нарушения, превышающей пять радиусов скважины;

- для разделения пластов по Ратн при его значениях, больших

10 радиусов скважины, необходимо измерять температуру при простое скважины до 2-3 суток.

3. Полученное автором аналитическое выражение для расчета восстановления температуры в коллекторе позволяет рассчитать оптимальное время исследования при длительных более 10 суток нарушениях теплового поля для конкретных горных пород.

4. Использование предложенных автором методов обработки термограмм в комплексе ГИС по разрезам со' сложным строением коллектора показывает, что эффективность комплекса при выделении коллекторов возрастает. Это обусловлено тем, что данные термометрии несут дополнительную информацию о фильтрующей способности коллекторов и позволяют выделить пласты как в области низких значений пористости

Кд < Кд. крит. , так и в коллекторах, выделяемых объемными методами ГИС.

Показано, что трещины и зоны трещиноватости по данным термометрии могут выделяться протяженными аномалиями, в результате накопления тепловой метки при фильтрации по трещинам.

5. Применение нестационарной термометрии в комплексе с временными измерениями сопротивления позволило уточнить характеристику коллектора в карбонатных отложениях месторождения Жанажол.

Библиография Диссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Чемоданов, В.Е., Москва

1. Абдулин Ф.С.Повышение производительности скважин. М.: Недра, 1975. - 262 с.

2. Астрахан И.М., Марон В.И. Температура жидкости при промывке скважин. Изв.вузов Нефть и газ, 1967, № 12, - с. 15-19.

3. Афанасьев A.A. Зависимость температуры циркуляционного потока от глубины бурящейся скважины. Науч.тр. МИНХ и ГП Вып.53 Технология и техника бурения. Недра, 1965, с.73-84.

4. Афанасьев A.A. Исследование распределения температуры промывочной жидкости вдоль ствола бурящейся скважины. Науч.тр МИНХ и ГП Вып.53 Технология и техника бурения.М. Недра,1965, с.181-187.

5. Африкян А.Н.»Маринкина Н.И. Методика выделения терриген-ных коллекторов в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины по материалам геофизических исследований скважин. В сб.: Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. М., МИНХ и ГП, 1980, с. 204-209.

6. Африкян А.Н., Чемоданов В.Е. Повышение геологической эффективности изучения коллекторов по данным геофизических исследований скважин. Геология нефти и газа. 1983, JS 12, с.12-17.

7. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. М.: Недра, 1977. - 240 с.

8. Бакиров A.A., Бакиров Э.А., Мстиславская Л.П. Прикаспий -высокоперспективный нефтегазоносный регион страны. Геология нефти и газа 1983, № 10, с. 1-6.

9. Бедчер А.З. Определение местоположения трещин в тонко чередующихся коллекторах при помощи электротермометров. Нефтяное хозяйство. i960. ¡Ь 12 с. 7-10.

10. Боярчук А.Ф. Результаты экспериментального изучения проникновения глинистых растворов в карбонатные породы. В сб.: Прикладная геофизика, вып. 95, М., Недра, 1979, с. 190-199.

11. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазоносных коллекторов при подсчете запасов и проектировании разработки месторождения . М.: Недра, 19 . - 318 с.

12. Воздействие пороховых газов на систему скважина-пласт. Беляев Б.М., Осадчий В.М., Понамарчук Ю.А., Чемоданов В.Е. В сб.: Прострелочно-взрывные работы в глубоких скважинах. М., ВШИ геофизика, 1981, с. 85-94.

13. Возможности современного комплекса методов промысловой геофизики при изучении сложных коллекторов газа и нефти. Вендельштейн Б.Ю., Дахнов В.Н., Золоева Г.М. и др. Р.И.Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1981. В II с. 20-25.

14. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение нефтегазовых скважин, Тез.докл. Всес. научн.-техн.конф. Ивано-Франковск, ИФИНГ, 1982 - 236 с.

15. Вскрытие продуктивных пластов и испытание скважин в условиях засоленного разреза. Фукс Б.А., Казанский В.В, Москалец Г.И. и др. М.: Недра, 1978, - 126 с.

16. Гаврина Т.Е., Чемоданов В.Е. Расчет теплового поля в системе коллектор-вмещагощая порода-скважина. В сб.: Нефть и газ, М., МИНХ и ГП 1976, с. 30-32.

17. Гаврина Т.Е., Шапошникова Т.А. Алгоритмы и программы расчета показаний нейтроннометрии и термометрии в обсаженных скважинах. Тез.докл. на Всес.научн.-техн. конф. М., ВНИИЯ1Т, 1975.с. 13-15.

18. Геолого-техническая эффективность применения термометрии радиоактивных изотопов при исследованиях нагнетательных скважинв Татарии . Цветов В.В., Сребродольский Д.М., Хайретдинов Р.Ш. и др. Нефтегазовая геология и геофизика, 1975, №11, с. 32-35.

19. Горюнов Н.И. Геофизические исследования трещиноватости горных пород. В кн.: Проблемы трещинных коллекторов нефти и газа и методы их изучения. Л.Недра, 1968, с. 134-150.

20. Дахнов В.Н. Состояние и пути усовершенствования геофизических методов изучения карбонатных коллекторов. В сб.: Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1971,с. 65-77.

21. Дахнов В.Н. Геофизические методы опредления коллекторских и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра, 1975. - 344 с.

22. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М.: Недра, 1982. 302 с.

23. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин. М.: Гостоптехиздат, 1952. - 252 с.

24. Дахнов В.Н., Широков В.Н., Чемоданов В.Е. Методика изучения тепловых свойств в разрезе скважины. В сб.: Теплопередача в стволе бурящейся скважины. Краснодар, ВНИКР, 1973, с. 31-32.

25. Дьяконов Д.И.Геотермия в нефтяной геологии. М.: Гостоптехиздат, 1958. - 198 с.

26. Дьяконов Д.И., Яковлев Б.А. Определение и использование тепловых свойств горных пород и пластовх жидкостей нефтяных месторождений. М.: Недра, 1969. - 120 с.

27. Есьман Б.И. Термогидравлика при бурении скважин. М.: Недра, 1982. - с. 247.

28. Золотухин А.Б. К определению температурного поля многослойного пласта. Нефтяное хозяйство, 1973, й I, с. 53-56.

29. Изучение карбонатных коллекторов методами продшсловой reoфизики. Золоева Г.М., Фарманова Н.В., Царева Н.В. и др. М.: Недра, 1977. - 176 с.

30. Ильинский В.Н., Лимбергер Ю.А. Геофизические исследования коллекторов сложного строения. М.: Недра, 1981. - 207 с.

31. Инструкция по применению бескорпусных генераторов давления НГД.ЕК.М. РОВНИИгеофизика, 1979. - 35 с.

32. Карманов И.А. Определения максимальной температуры на забое и температурных условий в скважине в целях цементирования. -Бурение, 1964, № 2. с.15-26.

33. Карманов И.А., Щербаков В.К., Телков В.В. Замер температуры в трубах при циркуляции глинистого раствора. Нефтепромысловое дело, 1962, JS 7, с. 20-29.

34. Карслоу Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел. М.: Наука, 1964, - 320 с.

35. Касперский Б.В., Панов Б.Д. Исследование закупоривающей способности утяжеленных растворов на щелевых моделях. Бурение. 1971, 5, с. 13-16.

36. Керселидзе В.П. Определение вторичной и блоковой пористости карбонатных коллекторов верхнего мела ЧИАССР. Нефтегазовая геология и геофизика, 1978, № 12, с. 43-45.

37. Киш Б., Тот И. Вопросы интерпретации данных промыслово-геофизических измерений в метаморфических коллекторах. Сборник докладов второго научного семинара стран-членов СЭВ по нефтяной геофизике. 1981 М., СЭВ, с. 191-205.

38. Коннолли Э.Т. Справочник по каротажу эксплуатационных скважин (перевод с англ). М.: Недра, 1968. - 103 с.

39. Козяр В.Ф., Ручкин A.B., Яценко Г.Г. Геофизические исследования подсолевых отложений при аномальных пластовых давлениях. -М.: Недра, 1983. 208 с.

40. Кременецкий М.И. Искусственное тепловое поле в неоднородной по термическим свойствам среде. Деп. во ВНИИЭгазпроме 1983,1. JS 420 ГЗД 81, 14 с.

41. Кременецкий М.И. Оценка температуры в стволе простаивающей после эксплуатации скважине. Деп. во ВНИИЭгазпроме, 1984, 7 с.

42. Кудряшов Б.Б. Теория и способы регулирования температурного режима сверхглубоких скважин. Зап. ЛГИ им. Г.В.Плеханова. -Л. 1975, Том 67, вып. I с. 79-89.

43. Кулиев С.М., Есьман Б.И., Габузов Г.Г. Температурный режим бурящихся скважин. М.: Недра, 1968 - с. 184.

44. Курочкин Б.М., Алекперов В.Т. Интесификация процесса коль-матации мелкопористых проницаемых пород механическим способом. -Нефтяное хозяйство, 1973, №6, с. 11-14.

45. Любимова Е.А. Термика Земли и Луны. М.: Наука, 1968.

46. Малофеев Г.Е., Толстов Л.А., Шеиман А.Б. Экспериментальные данные о нагревании пласта при радиальном течении горячей жидкости. Нефтяное хозяйство, 1973,№ 6, с. 41-44.

47. Михайлов H.H. Изучение динамики проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт с целью повышения эффективности геофизических исследований скважин: Автореф. дис. на соиск. уч. степ, канд.техн.наук. М., 1977, - 25 с.

48. Михайлов H.H., Глазова В.М., Высоковская Е.С. Прогноз остаточного нефтенасыщения при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 71 с.

49. Михаилов H.H., Чемоданов В.Е. О влиянии кольматации стенки скважины на глубину проникновения фильтрата бурового раствора.

50. В сб.: Нефть и газ. М., МИНХ и ГП 1974 с. 27-29.

51. Михайлов H.H., Яницкий П.А. Исследование влияния фильтрационных процессов на петрофизические характеристики прискважинной области. Изв.вузов Нефть и газ , 1980, В 2, с. 6-13.

52. Михайлов H.H., Яницкий П.А. Численное исследование динамики водонасыщения при формировании зоны проникновения в продуктивных пластах. В сб.: Прикладная геофизика. М., Недра, 1980.с. 168-178.

53. Наборщикова И.И, Мельников 10.В. Выделение проницаемых зон в карбонатных коллекторах трещинного и порово-трещинного типов. Нефтегазовая геология и геофизика. 1978, J5 5, с. 40-43.

54. Нечай A.M. Изучение трещинных коллекторов методами промысловой геофизики. В сб.: Разведочная геофизика, вып. 36. М.: Недра, 1969, с. III-I20.

55. Нечай A.M., Боярчук А.Ф., Кереселидзе В.П. Экспериментальное изучение закономерностей формирования зоны проникновенияв карбонатных коллекторах трещинного типа. Нефтегазовая геология и геофизика,1975, № 4, с. 38-40.

56. Орлинский Б.Н., Мациевский Н.С., Муслимов Р.Х. Выделение нефтеносных и водоносных коллекторов по скорости расформирования зоны проникновения. Геология нефти и газа, 1980, № 5, с. 1-6.

57. Орлов Л.И., Ручкин A.B., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. -М.: Недра, 1976.-88 с.

58. Пестриков A.C. 0 характере фильтрации промывочной жидкости „в проницаемые пласты при проводке скважин.: В сб.: Вопросы геологии и нефтегазоносности нижнего Поволжья. Науч.тр.Волгоград, ВНИИНПГ, 1969,вып.14, с.9-12.

59. Петросян Л.Г., Басин Я.Н., Чередниченко A.A. Изучение карбонатных подсолевых отложений Прикаспийской впадины по данным ГИС.- Геология нефти и газа 1983, 10, с. 26-32.

60. Позин Л.З., Кременецкий М.И. Восстановление начального термического режима скважины после его нарушения. Нефтегазовая геология и геофизика, 1980, $ 6, с. 12-15.

61. Поляков Г.Г. Температурный режим в бурящихся скважинах. -Нефтяное хозяйство, 1965,№ 7, с. 8-10.

62. Практическое руководство по предупреждению и ликвидации поглощения промывочной жидкости при бурении глубоких скважин на площадях п/о Нижневолжскнефть. ВНИПИнефть, 1976. - 108 с.

63. Применение термометрии для определения затрубного движения жидкости в нагнетательных, эксплутационных и контрольных скважинах Татарии. Цветов В.В., Сребродольский Д.М. и др. Нефтегазовая геология и геофизика,1972, №4, с. 39-43.

64. Проселков Ю.М. Теплопередача в скважинах. М.: Недра, 1975. - 224 с.

65. Путиков О.Ф. Влияние фильтрации пластовых вод на восстановление геотермического режима после бурения скважины

66. Записки ЛГИ им. Г.В.Плеханова. Л., 1971. Том 61, вып 2, с.133-139.

67. Радиоизотопные методы исследования в инженерной геологиии гидрогеологии. Ферронский В.И., Данилин А.Н., Дубинчук В.Т. и др.- М.: Атомиздат, 1977 304 с.

68. Регулирование температуры в стволе скважины в процессе бурения (обзор) Серпенский A.B., Рябченко В.И.Дусид А.Б. М.: ВНИИ0ЭНГ, 1972,-36 с.

69. Резванов P.A. Расчет концентрации растворов при использовании метода нейтронно-активных индикаторов для выделения коллекторов. В сб.: Радиоактивные и термические методы исследования сква-жин.М., МИНХ и ГП, 1977, с. 34-44.

70. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М.: Недра, 1978. - 256 с.

71. Самарский А.А. Введение в теорию разностных схем. М.: Наука, 1971. - 205 с.

72. Саульев В.К. Интегрирование уравнений параболического типа методом сеток. М.: Физматгиз, 1960. - 150 с.

73. Скважинная ядерная геофизика. Справочник геофизика. -М.: Недра, 1978. 247 с.

74. Соколовский Э.В. Применение радиоактивных изотопов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. ГЛ.: Недра,1968. - 180 с.

75. Соколовский Э.В., Зайцев В.М. Применение изотопов на нефтяных промыслах. М.: Недра, 1971. - 160 с.

76. Справочник инженера по бурению. М.: Недра, 1973.- 250 с

77. Султанов С.А., Свихнушин Н.М. Использование методов промысловой геофизики для изучения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1967.-115 с.

78. Сургучев М.Л. Влияние условий вскрытия пластов на продуктивность скважины и нефтеотдачу. Нефтяное хозяйство, 1973, № II, с. 29-31.

79. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. - 250 с.

80. Титков Н.И., Кукин А.Н. Комплексные исследования поглощающих горизонтов при бурении скважин. М.: Недра, 1966

81. Урманов Э.Г., Заслонов И.М., Калякин С.П. Выделение трещинных зон в разрезе бурящихся скважин. Нефтегазовая геология и геофизика, 1983, № 6, с. 12-14.

82. Ус Е.М. Проникновение промывочной жидкости в проницаемыепласты и его влияние на разработку газоконденсатных залежей в Западном Предкавказье. Газовое дело, 1971, $ 8, с. 7-9.

83. Хавкин B.C. Способы выделения трещин в коллекторах. Нефтегазовая геология и геофизика 1980, №2, с. 10-12.

84. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (петрофизика). Справочник геофизика. М.: Недра, 1976. - 527 с.

85. Хоминец З.Д. Разработка геофизических методов определения коэффициентов вытеснения нефти в терригенных коллекторах (на примере месторождений УССР): Автореф.дис.на соиск.уч.степ. канд.геол.-мин. наук. М., 1982. - 24 с.

86. Парный И.А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину. Нефтяное хозяйство,1953, № 3, с. 14-19.

87. Парный И.А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину. Нефтяное хозяйство, 1953, № 5, с.15-20.

88. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965. - 237 с.

89. Чемоданов В.Е. Определение тепловых свойств горных породв разрезе скважины. Тез.докл.ХХ1У студ. научн.-техн. конф. АЗИНХ. - Баку, 1971. - с. 28-29.

90. Чемоданов В.Е. Определение радиуса зоны теплового нарушения в горных породах при изменении температуры в стволе скважины. -Тез. дом. Моск.гор.конф. молодых специалистов по проблемам нефти и газа. М.: МИНХ и ГП 1972, с. 23-24.

91. Чемоданов В.Е. Оценка погрешности определения приемистости пластов по данным термометрии. Материалы Всесоюзного совещания "Повышение качества нефти и продуктов её переработки". М., МИНХ и ГП, 1977, с. 103-105.

92. Череменский Г.Л. О зоне нарушения теплового состояния горных пород бурением скважины. Изв. АН СССР, сер.reoф. i960, JS 10, с. 17-21.

93. Череменский Г.А. О времени восстановления термического режима нарушенного бурением скважины. Изв. АН СССР, сер. геоф. i960, № 12, с. 9-13.

94. Шейнман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеев А.И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. М.: Недра, 1969. - 256 с.

95. Шапошникова Т.А., Юдин В.А. Некоторые особенности закачки меченых растворов при каротаже с гидродинамическим воздействием. В сб.: Ядерная геофизика при поисках и разведке месторождений нефти и газа. М., ВНИИЯГГ, 1981, с. 41-50.

96. Широких И.Н., Щербань И.П. О количественной оценке температурных полей, возникающих при движении гидротермальных растворов в трещинных каналах. Геология и геофизика, 1968, Jf>6,с. 132-137.

97. Щербань А.Н.,Черняк В.П. Прогноз и регулирование теплового режима при бурении глубоких скважин. ГЛ.: Недра, 1974. - 248 с

98. Шнурман Г.А., Итенберг С.С. Изучение сложных коллекторов Восточного Предкавказья по данным промысловой геофизики. Изд. Ростовского университета, 1979. - 240 с.

99. Юдин В.А. Основы использования фильтрационных процессов в прискважииной зоне пласта при промыслово-геофизических исследованиях. М.: ВИЭМС, 1980. - 48 с.

100. Ярмахов И.Г., Логинов И.В., Сохранов H.H., Венделыптейн Б.И Численное решение задачи формирования зоны проникновения. В сб.: Прикладная геофизика, М., Недра, 1977, вып. 89, с. 135-142.

101. Новак Т.И. Построение водопоглащающей характеристики разреза скважин по температурным исследованиям. В сб.: Вопросы промысловой геофизики (перевод с англ.) М., Гостоптехиздат, 1957, с. 444-462.

102. Cocanower R.D.,Morris В.P., Mat Dillingham Computerired Temperature Decay An Sisset to temperature logging Y.P.Т.,1969 August p 933-941

103. Claude E., Cooke Gr.Radial Differential Temperature (RDT) logging A New Tool for Detecting and Treating Flow Behind Casing Y.P.T., p.676-682

104. Denoo S. Several ways exist for locating reservoir fractures. Oil and Gas Y v 76 N 41, 1978, p.80-82.

105. Edwardson M.I. Calculation of Formation Temperature disturbances caused by mud circulation IPT April, 1962, p.416-426.

106. Mosnier I. Detection electri que dis fractures naturelles on artificielles dans un forage. Ann Geophys 1982.38 N 4.537-540.

107. Nelson R.A. An approach to evabuating fractured reservoirs I. of Petroleum Technology,1982 v 34 N 9 2167-2178.

108. Suau I., Gartnes I. Fracture Detection from well logs. Log Analyst, match april 1980, p. 3-13.

109. Witterholt, Tixier M.P. Temperature logging in injecting wells. Society of Petroleum engineers of AIME 1972 PN SPE 4022.1. ФОНДОВЫЕ МАТЕРИАЛЫ

110. Отчёт по теме I08-4/70I-76 "Теоретическое иссле101дование метода ГТК с источником тормозного излучения и разработка машинной интерпретации ИННК. М.: ВНИИЯГГ,1977.

111. Отчёт по теме Б.1.4 19/500 "Изучение геологии и нефте101/30/газоносности подсолевых палеозойских отложений Прикаспийской впадиныв пределах Казахстана . Том III. М., МИНХ и ГП, 1980.1. К Т 4

112. Отчёт по теме ' "Геология и нефтегазоносность под101/30/солевого комплекса Прикаспийской впадины". Том III. Промыслово-гео-физические исследования. М., МИНХ и ГП, 1983.

113. Гене<5^Л1/ный директор п/о "Грузнефть1 > *1. Р.Н.Тевзадзе198'4Г.1. АКТ ВНЕДРЕНИЯметодической разработки "Выделение коллекторов в бурящихся скважинах по данным термометрии" '

114. Авторы: В.Е.Чемоданов, научный руководитель профессор В.К.Дахновкафедра ГИС, МИНХЙ ГП им.И.М.Губкина)

115. Главный геолог п/о "Грузнефть"

116. НачадьниЕ геологического отдела объединения

117. Начальник отдела разработки1. Д.Ю.ПАПАВА

118. Ю.Ю.КАРЧХАДЗЕ В.Б. АЛЕКСАНДРОВметодической разработки "Выделение коллекторов в бурящихся скважинах по данжым термометрии".

119. Авторы: В;»Е*ЧеуоданоВ|научный руководитель профессор В.Н.Дахновкафедра ГИС,МИЮС и ГП им.И.М.Губкина/

120. Начальник геологичес отдела1. В.Сторчак1. Б.Куандыков

121. УТВЕЩЦАЮ " инженеР треста "Эмба1. О- «<нефгьгеофизикаг1. Д Шубарин А.А.у 1984г.внедрения разработки "Выделение коллекторов в бурящихся скважинах по данным термометрии".

122. АВТОРЫ : Чемоданов В.Е; научный руководитель-профессор

123. Дахнов В.Н. /кафедра ГИС, МИНХиГП им.Губкина И.Т./.

124. Управляющий ГПГК:- % Ш ----. Тинакин В.П.

125. Гл.геолог ГПГК :- /V Максимочкин В.Н.ъ.-С--? .£<-1 -Г^о < ----~ --1. УТВЕВДАЮ "

126. Управляющий Гу р^'йк ©'»¿да^омыс л о в овнедрения методической разработки "Выделение коллекторов в бурящихся скважинах по данным термометрии".

127. АВТОР : Чемоданов В.Е.; научный руководитель, профессор Дахнов В.Н.кафедра ГИС, МИНХиГП им.Губкина И.М/.

128. Главный геолог Начальник ПТО И.О.нач-ка КИП

129. Максимочкин В.Н Мыкало В.И. Мельникова Е.