СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ ПЛАСТОВ Российский патент 2009 года по МПК E21B47/10 G01V5/04 

Описание патента на изобретение RU2375569C2

Изобретение относится к геофизическим методам исследования бурящихся эксплуатационных скважин и может быть использовано для выявления углеводородсодержащих пластов непосредственно по окончании их вскрытия бурением по гамма-каротажу (ГК) в процессе переподготовки скважины.

Известен способ выявления нефтенасыщенных пластов по повышению газопоказаний на устье в буровом растворе. Однако достоверность определения отметок глубины кровли и подошвы пласта низкая. Кроме того, в заводненных пластах газонасыщенность низкая. Применение электрических методов выявления нефтенасыщенных пластов в трещиноватых карбонатных коллекторах малоэффективно. Показания электрокаротажа в большей степени искажены оттеснением пластового флюида фильтратом бурового раствора, особенно в случаях вскрытия обводненных пластов с пониженным пластовым давлением. Использование данных комплекса геофизических исследований, проводившихся на стадии разведки залежи, не отражает реальной характеристики нефтенасыщенности пласта после нескольких лет эксплуатации залежи.

Известен «Способ изучения разреза бурящихся скважин», а.с.№210273 СССР, МКИ 3 Е21В 47/00 / Р.Н.Шахмалиев, А.Р.Исмет, А.Али-Заде. Согласно этому способу газообразный радон вводят в буровой раствор, закачиваемый в скважину. Однако опыт проведения таких работ показал, что газ в процессе циркуляции бурового раствора сосредотачивается на устье скважины и не доходит до забоя скважины. Следовательно, продавить радон через пласты невозможно.

Наиболее близким к предлагаемому является способ оценки характера насыщенности пласта в процессе бурения скважины с помощью радона, описанный в книге В.П.Филиппова «Применение индикаторного метода по радону для изучения нефтенасыщенных пористых сред». - М.: ОАО «ВНИИОНГ» - 2003. - 272 с.

Способ включает закачку в пласт индикаторной жидкости (ИЖ) с радоном по окончании его проходки. В этом случае проницаемость пласта значительно снижена за счет кольматации призабойной зоны. Основным условием для определения характера нефтенасыщенности пласта является задавливание в исследуемый пласт индикаторной жидкости (ИЖ) в объеме не менее двух объемов порового пространства. Как правило, это невыполнимо вследствие ухудшенной проницаемости призабойной зоны.

Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, состоит в повышении достоверности выявления углеводородсодержащих пластов по результатам гамма-каротажа (ГК), который выполняется в процессе бурения скважины.

Для достижения названного технического результата в предлагаемом способе, включающем закачку индикаторной жидкости (ИЖ) в поровое пространство пластов, проведение гамма-каротажа (ГК), закачку индикаторной жидкости (ИЖ) с радоном осуществляют в процессе их вскрытия бурением, после чего проводят гамма-каротаж (ГК) и по значениям интенсивности гамма-излучения более 50 мкР/час выявляют углеводородсодержащие пласты.

Удельная активность радона в индикаторной жидкости должна быть

0,37-1,0 МБк/м3.

Количественные признаки предела изменения активности радона получены расчетным путем.

Решение этой задачи возможно путем активирования бурового раствора в процессе вскрытия пластов изотопом, имеющим контрастно высокую растворимость в углеводородах по сравнению с водой, например радоном низкой активности (0,37-1,0 МБк/м3). Такой концентрации радона достаточно для того, чтобы гамма-эффекты от углеводородсодержащих пластов открытой пористости 2% были более чем в 1,5 раза выше наибольших значений фоновой гамма-активности по вскрытому участку пласта. Кроме того, применяемая в способе наибольшая удельная активность радона на порядок ниже минимально значимой удельной активности радона в соответствии с нормами радиационной безопасности НРБ-99.

Верхний предел концентрации радона 1 МБк/м3 обусловлен тем, что эта величина не должна превышать минимально значимую удельную активность радона при приготовлении индикаторной жидкости (ИЖ), так как в таком случае не требуется разрешения органов Роспотребнадзора. Кроме того, изменение фоновой гамма-активности против всех пластов, кроме углеводородсодержащих, при этой концентрации не превысит 1 мкР/час, т.е. искажение диаграммы фонового ГК будет незначительным.

Нижний предел 0,37 МБк/м3 обусловлен тем, что против углеводородсодержащего пласта пористостью более 2% и проницаемостью более 1 мД гамма-активность после его вскрытия будет не менее 50 мкР/час.

Во всех известных разрезах скважин, бурящихся на углеводороды, интенсивность фонового гамма-излучения пластов различной литологии не превышает 30 мкР/час. Поэтому пласты, которые на диаграмме фонового гамма-каротажа, проведенного после вскрытия перспективного разреза будут иметь гамма-активность более 50 мкР/час однозначно будут проницаемыми и углеводородсодержащими. Это важно в нашем случае, так как фоновый ГК проводится уже после обработки призабойной зоны индикаторной жидкостью (ИЖ) с радоном.

В процессе вскрытия продуктивного пласта за первые 2-3 суток в поровое пространство пласта в зоне исследований (30-40 см) проникает не менее 5-10 объемов активированной радоном индикаторной жидкости (ИЖ). Такого медленного проникновения индикаторной жидкости (ИЖ) в пласт достаточно, чтобы весь радон перешел в углеводороды, находящиеся в поровом пространстве пласта. Даже если подвижные углеводороды из перового пространства пласта оттесняются, радон сосредотачивается на пленке углеводородов, покрывающей поверхность скелета породы или остаточных неподвижных углеводородов в виде капелек «ганглий», создавая тем самым значимые величины гамма-эффекты. Низкая концентрация радона в индикаторной жидкости (ИЖ), заполняющей поровое пространство водонасыщенного пласта, способствует тому, что гамма-активность пласта не отличается от фоновой. По мере углубления забоя скважины проницаемость первых из вскрытых углеводородсодержащих пластов становится незначительной в результате распада в них радона. Гамма-активность таких пластов приближается к фоновой, не искажая тем самым фоновую гамма-активность при выполнении комплекса ГИС на конечной стадии бурения.

Экономический эффект достигается за счет:

- повышения достоверности выделения углеводородсодержащих пластов;

- сокращения количества испытаний пластов методом ИПТ (испытание пластов на трубах).

Похожие патенты RU2375569C2

название год авторы номер документа
СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ ПЛАСТОВ В ПРОЦЕССЕ ВСКРЫТИЯ ИХ БУРЕНИЕМ 2010
  • Киляков Владимир Николаевич
  • Делия Сергей Владимирович
  • Тарасов Алексей Владимирович
  • Воронцова Ирина Владимировна
  • Рябоконь Анатолий Викторович
RU2447282C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ПЛАСТОВ В БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЕ 2011
  • Воронцова Ирина Владимировна
  • Киляков Владимир Николаевич
  • Федотов Игорь Борисович
  • Якубовский Сергей Юрьевич
RU2499137C2
Способ определения доли подвижной остаточной нефти пластов на поздней стадии разработки 2022
  • Зашихин Виталий Викторович
  • Воронцова Ирина Николаевна
  • Киляков Владимир Николаевич
  • Крупнов Николай Иванович
RU2792463C1
СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ ВОДОНАСЫЩЕННЫХ И НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ ВО ВСКРЫТОМ СКВАЖИНОЙ ПРОДУКТИВНОМ КОЛЛЕКТОРЕ 1995
  • Киляков В.Н.
  • Колесников Г.Ф.
  • Филиппов В.П.
  • Собянин Н.И.
  • Опалев В.А.
RU2079650C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВ С АНОМАЛЬНО ВЫСОКОЙ ПРОНИЦАЕМОСТЬЮ 2006
  • Киляков Владимир Николаевич
  • Белоусов Геннадий Андреевич
  • Киляков Антон Владимирович
RU2351756C2
СПОСОБ ОЦЕНКИ АКТИВНОГО ОБЪЕМА НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПОР ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 1991
  • Филиппов В.П.
  • Воронцова И.В.
  • Колодинский Л.П.
  • Котельников В.М.
  • Киляков В.Н.
RU2069263C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПЛАСТОВ 2003
  • Филиппов В.П.
RU2248444C2
СПОСОБ ДИАГНОСТИКИ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА 2006
  • Киляков Владимир Николаевич
  • Белоусов Геннадий Андреевич
  • Киляков Антон Владимирович
RU2337239C2
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА 2008
  • Киляков Владимир Николаевич
  • Делия Сергей Владимирович
  • Чуприн Владимир Викторович
RU2390805C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2011
  • Хисамов Раис Салихович
  • Ханнанов Рустэм Гусманович
  • Подавалов Владлен Борисович
  • Миронова Любовь Михайловна
  • Зацарина Лада Валерьевна
RU2439300C1

Реферат патента 2009 года СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ ПЛАСТОВ

Изобретение относится к геофизическим методам исследования бурящихся эксплуатационных скважин и может быть использовано для выявления углеводородсодержащих пластов непосредственно по окончании их вскрытия бурением по гамма-каротажу (ГК) в процессе переподготовки скважины. Техническим результатом является повышение достоверности выявления углеводородсодержащих пластов по результатам ГК, который выполняется в процессе бурения скважины. Это достигается путем активирования индикаторной жидкости радоном низкой активности с таким расчетом, чтобы удельная активность радона в индикаторной жидкости была 0,37-1,0 МБк/м3. При таких концентрациях радона, согласно нормам радиационной безопасности НРБ-99, не требуется лицензирования таких работ, то есть они экологически безопасны. По окончании проходки после подъема бурильной колонны проводят ГК и по значениям интенсивности гамма-излучения более 50 мкР/час выделяют углеводородсодержащие пласты. Способ отличается простотой технического выполнения, использованием стандартного оборудования, экологической безопасностью, высокой чувствительностью и достоверностью.

Формула изобретения RU 2 375 569 C2

Способ выявления углеводородсодержащих пластов в процессе бурения скважины, включающий закачку индикаторной жидкости в поровое пространство пластов, проведение гамма-каротажа, отличающийся тем, что индикаторную жидкость активируют радоном в процессе вскрытия пластов бурением с таким расчетом, чтобы удельная активность радона в индикаторной жидкости была 0,37-1,0 МБк/м3, а гамма-каротаж проводят после вскрытия продуктивного пласта и по значениям интенсивности гамма-излучения более 50 мкр/ч выявляют углеводородсодержащие пласты.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2009 года RU2375569C2

0
SU210273A1
Способ выявления нефтегазоносных и водоносных пластов и устройство для его осуществления 1989
  • Шишлянников Алексей Николаевич
  • Киляков Владимир Николаевич
  • Пинкензон Даниил Борисович
SU1721223A1
СПОСОБ ОЦЕНКИ АКТИВНОГО ОБЪЕМА НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПОР ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 1991
  • Филиппов В.П.
  • Воронцова И.В.
  • Колодинский Л.П.
  • Котельников В.М.
  • Киляков В.Н.
RU2069263C1
СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ ВОДОНАСЫЩЕННЫХ И НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ ВО ВСКРЫТОМ СКВАЖИНОЙ ПРОДУКТИВНОМ КОЛЛЕКТОРЕ 1995
  • Киляков В.Н.
  • Колесников Г.Ф.
  • Филиппов В.П.
  • Собянин Н.И.
  • Опалев В.А.
RU2079650C1
СПОСОБ ПОИСКА УГЛЕВОДОРОДОВ В НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ ПОРОДАХ 2000
  • Хабаров В.В.
RU2166780C1
СПОСОБ МОНИТОРИНГА ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА 1999
  • Авдеев А.И.
  • Король А.А.
  • Белоусов Г.А.
  • Черкасов С.И.
  • Киляков В.Н.
  • Арабов В.А.
RU2171888C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПЛАСТОВ 2003
  • Филиппов В.П.
RU2248444C2
СПОСОБ ПОИСКА ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ 2005
  • Коробов Александр Дмитриевич
  • Коробова Людмила Александровна
RU2276390C1
US 5001342 A, 19.03.1991
Механизм подъема верхнего валкауСТРОйСТВА C дВуМя ВАлКАМи 1978
  • Строгонов Валентин Михайлович
  • Демиденков Иван Стефанович
  • Смирнов Вячеслав Михайлович
  • Окуневский Игорь Борисович
SU816631A1
СПОСОБ ФОТОМЕТРИЧЕСКОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕДИ (И) 0
SU234731A1
ФИЛЛИПОВ В.П., Применение индикаторного метода по радону
- М.: ОАО «ВНИИОНГ», 2003, с.157.

RU 2 375 569 C2

Авторы

Киляков Владимир Николаевич

Якубовский Сергей Юрьевич

Поликарпов Александр Джонович

Кучеренко Сергей Геннадьевич

Даты

2009-12-10Публикация

2007-06-28Подача