Устройство для определения характеристик нефтеносных пластов в процессе бурения

Союз Советскии Социалистический республикОПИСАНИЕИЗОБРЕТЕНИЯК АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ ц 791956(23) ПриоритетОпубликовано 3012.80,бюллетень Йо 48 Дата опубликования описания 30. 12. 80 Р 1 М К 3 Е 21 В 47/00 Государственный комитет СССР по делам изобретений н открытий(72) Авторы изобретения Ордена Трудового Красного Знамени московский институтнефтехимической и газовой промышленности им, И,М, Губкина(54) УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТЕНОСНЫХ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ Изобретение относится к области исследования буровых скважин, а именно к устройствам для выявления в разрезе скважин продуктивных нефтяных горизонтов и оценки их характеристик.Известны устройства для каротажа скважин по выходящему буровому раствору, состоящие из источника ультрафиолетового излучения, систеия, Фото графирующей свечение образца через последовательно меняющиеся светофильтры. и Фотометрической системы 11. Работа. устройства основана на изучении интенсивности и характера 15 люминесценции бурового раствора, выходящего иэ скважины. Люминесценция вызывается облучением бурового раствора ультрафиолетовым светом и зависит от содержания в нем нефти. 20Недостатком описанного устройства является зависимость получаемых количественных данных от затухания геохимического сигнала за время движения промывочной жидкости от забоя скважины до дневной поверхности.Зату хание сигнала определяется целым рядом факторов,часто не поддающихся контролю.Последнее в значительной степени затрудняет нахождение на основе по лучаемой информации мощности вскрытого продуктивного пласта и коэфФициента его среднего удельного нефтесодержания. Также известно устройство для обнаружения нефтеносных пластов в процессе их вскрытия бурением, содержащее глубинную часть, включающую источник ультрафиолетового излучения, датчик интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе и передающий блок, и наземную часть, включающую приемный блок, подсоединенный к передающему блоку глубинной части, блок управления, подключениый к блоку регистрации, и глубиномер 12. Работа устройства основана на регистрации в процессе бурения интенсивности люминесценции, возбуждаемой ультрафиолетовым светом, частиц-свободной нефти в буровом растворе в призабойной зоне и обнаружении на основании этого в разрезе скважины нефтеносных пластов, а также определении их мощности икоэффициента удельного нефтесодержания.Данное устройство наиболее близ-. ко к изобретению по технической сущности и достигаемому результату, 791956Недостатком его является зависимость результатов исследования от величины коэффициента перехода нефти из шлама в буровой раствор и от размеров частиц (капель) свободной нефти, определяемых коллекторскими свойствами пласта, параметрами ре 5 жима бурения, свойствами нефти и (.промывочной жидкости, местом установки глубинной части устройства относительно забоя скважины и т.д. Отмеченная зависимость обусловливаетнизкую точность определения величины коэффициента среднего удельного нефтесодержания вскрытого продуктивно- го пласта, что, в свою очередь, может привести к значительным ошибкам при оценке запасов нефти.Целью изобретения является повыше ние точности-определения в процессе бурения коэффициента среднего удель ного нефтесодержания продуктивных 20 пластов, вскрываемых скважиной.Указанная цель достигается тем, что известное устройство, содержащее глубинную часть, включающую источник ультрафиолетового излучения, р 5 датчик интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе и передающий блок, и наземную часть, включающую приемный блок, подсоединенный к передающему блоку глубинной части, блок управления, подключенный к блоку регистрации, и глубиномер, снабжено дополнительными источником ультрафиолетового излучения, датчиком интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе и передающим блоком, установленными на устье скважины, а также двумя амплитудными дискриминаторами, интегратором, двумя блоками памяти, блоком определения объема выбуренной породы и блоком опрвделе ния коэффициента среднего удельного нефтесодержания пласта, причем перв- дающий блок дополнительного датчика интенсивности люминесценции нефти в буровом Растворе подключен к пРием ному блоку, подсоединенному к входам амплитудных дискриминаторов, управляющие выходы которых подключейы к блоку управления, связанному с управляющими входами блока определения объема выбуренной породы, интвгратора, бло- коН памяти и блока определения коэффициента среднего удельного нвфтесоде. ржфния пласта, первый информационный вход которого подключен через первый блок памяти к,выходу блока определения объема выбурвнной породы, второй - через интегратор к информационному выходу одного иэ амплитудных дискриминаторов, а выход подсоединен к дискриминатору, свя ванному через второй блок памяти с глубиномером, подключенным к блокуопределения объема выбурвнной породы.Функциональная блок"схема устройства для определения характеристик 45 нефтеносных пластов в процессе бурения представлена на чертеже,Устройство содержит глубиннуючасть 1, включающую источник ультрафиолетового излучения 1, датчик интенсивности люминесценции нефти в бу"ровом растворе 2 и передающий блок 3,и наземную часть 1, включающую источник ультрафиолетового излучения4, датчик интенсивности люминесцен-ции нефти в буровом растворе 5, передающий блок б, приемный блок 7, амплитудные дискриминаторы 8 и 9, интегратор 10, глубиномер 11, блок уп/Равления 12, блок определения объемавыбуренной породы 13, блок определе"ния коэффициента среднего удельногочефтесодержания .пласта 14 блоки памяти 15 и 16 и блок регистрации 17.При вскрытии бурением коллекторапроисходит диспергирование свободнойнефти, поступившей в буровой раствориз объема выбуренной породы, вследствие турбулентного характера движенияпотока промывочной жидкости в затрубном пространстве и интенсивногомассового обмена, обусловленного радиальными вибрациями бурового инструмента.Известно, что для эмульсии нефтив буровом растворе зависимость среднего диаметра Э капель от времениразмешивания Т при концентрации нефти меньше 5 хорошо аппроксимируетсяфункцией видагде 2 и 2 - соответственно начальноеи установившееся эначения среднего диаметракапель нефти,Е - постоянная времени процесса эмульгирования.Уравнение 11) свидетельствувт о том, что для времени раэмешивания Т, большего ЪТ, средний диаметр капель нефти не зависит от времени раэмешивания и равен его установившемуся значению Э.Экспериментально установлено, что начальное значение среднего диаметра Э капель нефти зависит от коллекторских свойств пласта, свойств нефти и бурового раствора. Постоянная времени % определяется свойствами нефти и бурового раствора и ограничена ф сверху величиной= 5 мин. Установившееся эначелие среднего диаметра 3 капель нефти практически нв зазисит от свойств нефти и бурового раст" вора и равно Э 2 = 1 мкм.Можно показать, что регистрируемый устройством в момент времени С сигнал 8 И) описывается выражением5 Ю =1,б КМдбЭ(Т)1 С(Ь), (2)где К - коэффициент пропорциональности,М - энергетическая сввтимость люминесценции нефти в буровомрастворе,д - эффективная глубина проникновения ультрафиолетового излучения в буровой раствор;ЪЮ- средний диаметр капель неФти;СЩ- концентрация нефти в буровомрастворе в момент времени 1,Конецентрация С Я) нефти в призабойной зоне, т.е, нефти, перешедшей в буровой раствор непосредственно при разбуривании коллектора, может быть в ажена следующим образом15С,(+) =ОРХЯд 5 Т(ч/О, (ъ)где . - коэФфициент перехода нефтииз шлама в буровой раствор", 2 Од - диаметр скважины,скорость проходки;у- коэффициент удельного нефтесодержаниячасти разрезапродуктивного пласта, вскрываемой в момент времени ;Й - объемная скорость прокачкибурового раствора.Анализ Формул (2) и (3) показывает, что при измерении интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе в призабойной зоне Форма реги.- стрируемого сигнала51 Ю = 1,5 К М д е ( Э (Т Ц С, (+, ) ( 4)лишь качественно отражает форму кривой удельного нефтесодержания продуктивных пластов. Причиной этого является то обстоятельство, что в уравнение (4) неявно входит коэффициент 40величина которого сильно варьирует в зависимости от гранулометрического состава породы-коллектора иФракционного состава шлама, Крометого, дополнительную неопределенность 45вносит зависимость среднего диаметраф капель нефти от коллекторскихсвойств пласта, свойств нефти и бурового раствора и времени размешивания Т, определяемого линейной скоростью движения восходящего потокабурового раствора и местом установки глубинной части устройства относительно забоя скважины (обычно этовремя не превышает нескольких десятков секунд).. 55Вместе с тем по Форме сигнала.)Н,) с высокой точностью могут бытьопределены начало и конец продуктивного участка разреза, а следовательно, найдена мощность коллектора и 60осуществлена привязка получаемой информации к глубине скважины. Началоколлектора отмечается превышениемамплитуды сигнала 5 И) заданногопорогового уровня, соответствующег, Я фоновой концентрации нефти в буровом растворе, а его конец - соответственно уменьшением амплитуды сигнала 514) до порогового значения.При измерении интенсивности люминесценции нефти в выходящем из скважины буровом растворе форма реги. стрируемого сигнала 5 (О= 1,5 кМде Э (тт)1 сМф (5)где С- концентрация нефти в буйровом растворе на выходескважины в момент времени+практически не несет информации о мощНости пласта и его удельном нефте- содержании вследствие искажающего влияния затухания геохимического сигнала за время движения промывочной жидкости от забоя скважины до дневной поверхности. Вместе с тем наблюдается четкая корреляция между фактом вскрытия скважиной нефтеносного коллектора и появлением на выходе скважины порции бурового раствора с аномально высокой концентрацией нефти.Следует отметить, что концентрация С 2 Ю является мерой полного объема нефти, содержавшейся в породе, выбуренной при прохождении скважиной продуктивного интервала. Это объясняется тем, что для рассматриваемого случая коэффициент перехода нефти из шлама в буровой раствор 3. близок к 1, поскольку учитывается нефть, попавшая в промывочную жидкость не только непосредственно в процессе разбуривания коллектора, но и при движении частиц шлама от забоя до дневной поверхности. Кроме того, можно считать, что средний диаметр 3 капель нефти в выходящем из скважины буровом растворе равен его установившемуся значению Э, так как время Т, определяемое линейной скоростью движения восходящего потока промывочной жидкости и глубиной скважины, обычно превышает величину 3 Сд .В этих условиях полный объем ЧИ нефти, перешедшей в буровой раствор при вскрытии данного продуктивного горизонта, может быть найден по результатам измерения интенсивности люминесценции нефти в выходящем из ,скважины буровом растворе из равенст- ваЧ = ВОЗ У)а, (6)и 5 км де Мгде В - коэффициент изменения объеманефти в пластовых условиях.Область интегрирования в выражении .)6) ограничивается интервалом време,ни д в течение которого концентрация С(Ф) нефти превышает Фоновые значения.с н /Чп лько в случае превышения амплитудысигнала заданного порогового уровня.Кроме того, амплитудный дискриминатор 9 отмечает моменты прохождениясигналом э 2 (4) заданного пороговогоуровня и сигнализирует об этом блокууправления 12, подключенному к егоуправляющему выходу. Блок управления12 вырабатывает воздействия, управ(7)ляющие работой ьнтегратора 10, блоПредлагаемое устройство работаетков памяти 15 и 16, блока определеследующим образом.ния коэффициента среднего удельногоИсточник ультрафиолетового излуче нефтесодержания пласта 14 и блокания 1 возбуждает люминесцентное све- егистрации 17, имеющих соответствуючение частиц свободной нефти в буровом растворе в призабойной зоне. Ин- Алгоритм работы интегратора опитенсивность люминесценции нефти пре сывается уравнением (6). При этомобразуется датчиком 2 в пропорционаначало интервала Ь Ь интегрированияльный электрический сигнал, которыйсоответствует моменту 1 превышенияподвергается кодированию и модуляции мплитуды сигналазаданного пов передающем блоке 3. Сигнал от п - рогового уровня, а его конец - мо- ередающего блока 3 воспринимается при О нту Ь уменьшения амплитуды сигнаемным блоком 7 и после обРаботки (де- . ладо порогового значения.модуляции и декодирования) подается Алгоритм работы блока определенияна вход амплитудного дискриминаторакоэффициента среднего удельного неф 8. Амплитудный дискриминатор 8 оттесадержания пласта 14 описываетсямечает моменты прохождения сигналомуравнением (7). Значения величин Ч)и1 (.Ы заданного порогового уровня и Ч под тся на информ иОнные вхо25исигнализирует об этом блокУ Управле блока определения коэффициента средния 12, подключенномУ к его управляю- него удельного нефтесадержания пласщему выходу. Блок управления 12 выра- та 14 с выходов интегратора 10 ибатывает воздействия, Управляющие блока памяти 16 в момент времени Ффработой блока определения объема вы О по команде блока управления 12. Собуренной породы 13 и блоков памятиответствие величин Чн и Ч одному и15 и 16, имеющих соответствующие тому же продуктивному интервалУ обесуправляющие входы. Алгори Работы печивается очередным принципом запиблока определения объема выбуреннойси и выдачи поступающей информациипороды 13 описывается уравнениемо вскрываемых скважиной нефтесодер-,жащих коллекторах в блоках памятиМ =0,57 с)с (1-К) (8)2.15 и 16. При этом появление на выходескважины первой порции бурового рас.о 1 71 - б скважины пока- твора с аномально высоким содержазываемая глубиномером 4 О нием нефти связывается с обнаружев моменты времеы времени от- нием в разрезе скважины первого провечающие началу и концу дуктивного горизонта, появление навскрытия колытия коллектора со- выходе второй обогащенной порции проответственно. мывочной жидкости - с Фактом вскрытияти 15 и 16 по команде . второго коллектора и т,д.Блоки памяти иРез льтат асчета коэффициентаблока управления 12 фиксируют зна- Результат расчета ко-Фф .среднего удельного нефтесодержанияка 14, а.также информация о его мощмационные входы.ности и глубине залегания, хранящаяИсточник ультрафиолетового иэлучения 4 возбужцает люминесцентное ся в блоке памяти 15, Фиксируются поко а д у р 12 блокомкоманде блока управлениясвечение частиц свободной нефти ввыходящем из скважины буровом раство- регистрации 17.ре, Интенсивность люминесценции нефтиПредлагаемое устройство выгоднопреббразуется датчиком 5 в пролор- отличается от укаэанного прототипа.циональный электрический сигнал,55 .Оно позволяет устранить зависимостькоторый подвергается кодированию и результатов определения характерисмодуляции в передающем блоке б. Сиг- тик нефтеносных пластов от размеровнал от передающего блока.б воспри" частиц свободной нефти в буровомнимается приемным блоком 7 и после растворе и от величины коэффициентаобработки (демодуляции и декодирова перехода нефти из шлама в буровойния) подается на вход амплитудного раствор. Сравнительные испытания дандискриминатора.9. Амплитудный дискри. ного устройства с известными показаминатор 9 пропускает сигнал Ба (Ы ли, что применение изобретения обесна вход интегратора 10, подключенно- печивает повышение точности опредего к его информационномУ выходу, то 65 ления коэффициента среднего удель10 791956 формула изобретения Составитель И. Карбаа Техред Н, БабуркаСТираж 626сударственного комитетаам изобретений и открытийМосква, Ж, Раушская на инскаяКор Редактор рИМуска о аз 9435/34 ВНИИПИ по д 113035ПодписноеССР 4/5 ал ППП фПат г. Ужгород, ул. Проектная,ного нефтесодержания продуктивныхпластов более чем в два раза. Это,в свою очередь, позволяет значительно повысить надежность оценок запасов нефти. Устройство для определения характеристик нефтеносных пяастов в процессе бурения, содержащее глубинную часть, включающую источник ультрафиолетового излучения, датчик интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе и передающий блок, и наземную часть, включакщую приемный блок, подсоединенный к передающему блоку глубинной части, блок управления, подключенный к блоку ре-, гистрации, и глубиномер, о т л ич а ю щ е е с я тем, что, с целью новыаения точности определения, оноснабжено дополнительными источником ультрафиолетового, излучения, датчиком интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе и передающим блоком, установленными на устье сква" живы, а также двумя амплитудными дискриминаторами, интегратором, двумя блоками памяти, блоком определения объема выбуренной породы и блоком определения, коэффициента среднего удельного нефтесодержания пласта, причем передакщий блок дополнительного датчика интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе подключен к приемному блоку, подсоединенному к входам амплитудных дискри -минаторов, управляющие выходы которыхЪ5 подключены к блоку управления, связанному с управлякаими входами блока определения объема вЫбуреннойпороды, интегратора, блоков памятии блока определения коэффициента О среднего удельного нефтесодержанияпласта, первый информационный входкоторого подключен через первый блокпамяти к выходу блока определенияобъема выбуренной породы, второйчерез интегратор к информационному 15 выходу одного из амплитудных дискриминаторов, а выход подсоединенк регистратору, связанному через второй блок памяти с глубиномером, подключенным к блоку определения объе ма выбуренной породы.Источники информации,принятые во внимание при экспертизе1. Авторское свидетельство СССР9 86680, кл. Е 21 в 47/00, 1947.25 2. Левитский К.О. Исследованиеособенностей люминесценции буровыхрастворов в призабойной зоне и разработка телеиэмерительной системыобнаружения нефтеносных пластов в ЗО процессе их вскрытия бурением. Ьвтораф. дис. на соиск. уч, степ. канд.техн. наук. М., МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1977.