Устройство для определения характеристик нефтеносных пластов в процессе бурения Советский патент 1980 года по МПК E21B47/00 E21B47/12 

Недостатком 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 режима бурения, свойствами нефти к промывочной жидкости, местом установки глубинной части устройства от-носительно забоя скважины и т.д. Отмеченная зависимость обусловливает низкую точность определения величины коэффициента среднего удельного нефтесодержания вскрытого продуктивно-i 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 пластов, вскрываемых скважиной. Указанная цель достигается тем, что известное устройство, 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, подключенный к блоку регистрации, и глубиномер, снабжено дополнительными источником ультрафиолетового излучения, датчиком интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе и передеиощим блоком установленными на устье скваикины, а также двумя амплитудными дискриминаторами, интегратором, двумя блоками памяти, блоком определения объема выбуренной породы и блоком определения коэффициента среднего удельного нефтесодержания пласта, причем передающий блок дополнительного датчика интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе подключен к прием ному блоку, подсоединенному к входам амплитудных дискриминаторов, управля щие выходы которых подключены к блок управления, связанному с управляющими входами блока определения объема выбуренной породы, интегратора, бло кой памятп и блока определения коэффидиента среднего удельного нафтесод ржания пласта, первый информационный вход которого подключен через перэый блок памяти к выходу блока определения объема выбуренной породы, второй - через интегратор к информационному выходу одного из амплитудных дискриминаторов, а выход подсоединен к дискриминатдру, связанному через второй блок памяти с глубиномером, подключенным к блоку определения объема выбуренной пород Функциональная блок-схема устрой ства для определения характеристик нефтеносных пластов в процессе бурения представлена на чертеже. Устройство содержит глубинную часть Т, включающую источник ультрафиолетового излучения 1, датчик интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе 2 к передающий блок 3, и наземную часть П, включающую источник ультрафиолетового излучения 4, датчик интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе 5, передающий блок 6, приемный блок 7, амплитудные дискриминаторы 8 и 9, интегратор 10, глубиномер 11, блок управления 12, блок определения объема выбуренной породы 13, блок определения коэффициента среднего удельного ; чефтесодержания .пласта 14, блоки памяти 15 и 16 и блок регистрации 17. При вскрытии бурением коллектора происходит диспергирование свободной нефти, поступившей вбуровой раствор из объема выбуренной породы, вследствие турбулентного характера движения потока промывочной жидкости в затрубном пространстве и интенсивного массового обмена, обусловленного радисшьными вибрациями бурового инструмента. Известно, что для эмульсии нефти в буровом растворе зависимость среднего диаметра D капель от времени размешивания Т при концентрации нефти меньше 5% хорошо аппроксимируется функцией вида D(T)--D2-HD --D.)exp{-T/C), (1) где Б., и соответственно Начальное и установившееся зна чения среднего диаметра капель нефти; Т - постоянная времени процесса эмульгировагСия. Уравнение (1) свидетельствует о том, что для времени размешивания Т, большего ЗС, средний диаметр капель нефти не зависит от времени размешивания и равен его установившемуся значению Рд. Экспериментально установлено, что начальное значение среднего диаметра Tijf капель нефти зависит от коллекторских свойств пласта, свойств нефти и бурового раствора. Постоянная времени 5 определяется свойствами нефти и бурового раствора и ограничена сверху величиной , 5 мин. Установившееся значе.ше среднего диаметра D/j капель нефти практически не зависит от свойств нефти и бурового раствора и равно 1 мкм. Можно показать, что регистрируемый устройством в момент времени -fc. сигнал 8 (i.) описывается выражением 5(t)---1 K/v defDCT)C(b), (2) -где К - коэффициент пропорциональнос ти; М - энергетическая светимость лю минесценции нефти в буровом растворе; Of, - эффективная глубина проникно вения ультрафиолетового из лучения в буровой раствор; средний диаметр капель нефти eft)- концентрация нефти в буровом растворе в момент времени -t Конецентрация С () нефти в призабойной зоне, т.е. нефти, перешедше в буровой раствор непосредственно при разбуривании коллектора, может быть выражена следукяцим образом с,(), . где - коэффициент перехода нефти из шлама в буровой раствор 3(; - диаметр скважины 5с - скорость проходки yCt)- ко эффициент удельного нефт содержания части разреза продуктивного пласта, вскр ваемой в момент времени-t/ Q - объемная скорость прокачки бурового раствора. Анализ формул (2) и (3) показывает, что при измерении интенсивности люмине:сценции нефти в буровом растворе в призабойной зоне форма ре стрируемого сигнала 5,,(T,)lC,(-t f лишькачественно отражает форму кри вой удельного нефтесодержания продуктивных пластов. Причиной этого я ляется то обстоятельство, что в урав нение (4) неявно входит коэффициент Л , величина которого сильно варьирует в зависимости от гранулометрического состава породы-коллектора и фракционного состава шлама. Кроме того, дополнительную неопределенност вносит зависимость среднего диаметра J) капель нефти от коллекторских свойств пласта, свойств нефти и бурового раствора и времени размешивания Tj, определяемого линейной скоростью движения восходящего потока бурового раствора и местом установки глубинной части устройства относительно забоя скважины (обычно это время не превышает нескольких десятков секунд).Вместе с тем по форме сигнала 5 (t) с высокой точностью могут быть определены начало и конец продуктивного участка разреза, а следовательно, найдена мощность коллектора и осуществлена привязка получаемой информации к глубине скважины. Начало коллектора отмечается превышением амплитуды сигнала St (-t) заданного порогового уровня, соответствующего фоновой концентрации нефти в буровом растворе, а его конец - соответственно уменьшением амплитуды сигнала 5(4) до порогового значения. При измерении интенсивности люминесценции нефти в выходящем из скважины буровом растворе форма регистрируемого сигнала S,(t)---,5 KfACde /D (Tj)Ci(t), (5) где Cj(-t)- концентрация нефти в буровом растворе на выходе скважины в момент времени практически не несет информации о мощности пласта и его удельном нефтесодержании 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 Cg (fe) является мерой полного объема нефти, содержавшейся в породе, выбуренной пр прохождении скважиной продуктивного интервала. Это объясняется тем, что для рассматриваемого случая коэффициент перехода нефти из шлама в буровой раствор Л- 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 днев.ной поверхности. Кроме того, можно считать, что средний диаметр D капель нефти в выходящем из скважины буровом растворе равен его установившемуся значению Dj, так как время Т, определяемое линейной скоростью движения восходящего потока промывочной жидкости и глубиной скважины, обычно превышает величину ЗЦ,В этих условиях полный объем V нефти, перешедшей в буровой раствор при вскрытии данного продуктивного горизонта, может быть найден по результатам измерения интенсивности люминесценции нефти в выходящем из скважины буровом раствора из равенствао . .BQPz , (65 h ,5к.3e где В - коэффициент изменения объема нефти в пластовых условиях. Область интегрирования в выражении .(6J ограничивается интервалом времени ui-t, в течение которого концентрация С 2 (4-) нефти превышает фоновые значения.

Коэффициент среднего удельного нефтесодержания коллектора . определится при этом как отношение полного объема Уц нефти, перешедшей в буровой раствор, к содержавшему ее| объему Vp выбуренной породы

)

Предлагаемое устройство работает следуквдим образом.

Источник ультрафиолетового излучения 1 возбуждает люминесцентное свечение частиц свободной нефти в буровом растворе в призабойной зоне. Интенсивность люминесценции нефти преобразуется датчиком. 2 в пропорциональный электрический сигнал, который подвергается кодированию и модуляции в передающем блоке 3. Сигнал от передающего блока 3 воспринимается приемным блоком 7 и после обработки- (де модуляции и декодирования) подается на вход амплитудного дискриминатора 8. Амплитудный дискриминатор 8 отмечает моменты прохождения сигналом 5-( Gt) заданного порогового уровня и сигнализирует об этом блоку управления 12, подключенному к его управляющему выходу. Блок управления 12 вырабатывает воздействия, управляющие работой блока определения объема выбурённой породы 13 и блоков памяти 15 и 16, имеющих соответствующие управляющие входы. Алгоритм работы блока определения объема выбуренной породы 13 описывается уравнением

Mj -OASird Ctli-). (6)

где 1i и lig. - глубина скважины, показываемая глубиномером в моменты времени, отвечающие началу и концу вскрытия коллектора соответственно.

Блоки памяти 15 и 16 по команде блока управления 12 фиксируют значения величин }., и Vti соответственно, которые поступают на их информационные входы.

Источник ультрафиолетового излучения 4 возбуждает лйминесцентное свечение частиц свободной нефти в внлргодящем из скважины буровом растворе. Интенсивность люминесценции нефти преобразуется датчиком 5 в пропорциональный электрический сигнал, который подвергается кодированию и модуляции в передающем блоке 6. Сигнал от передающего блока.6 воспринимается приемным блоком 7 и после обработки (демодуляции и декодирования) подается на вход амплитудного дискриминатора .9. Амплитудный дискриминатор 9 пропускает сигнал а, (fc) на вход интегратора 10, подключенного к его информационному выходу, точ

лько в случае превышения амплитуды сигнала заданного порогового уровня. Кроме того, амплитудный дискриминатор 9 отмечает моменты прохождения сигналом 2 (-) заданного порогового уровня и сигнализирует об этом блоку управления 12, подключенному к его управляющему выходу. Блок, управления 12 вырабатывает воздействия, управляющие работой интегратора 10, блоков памяти 15 и 16, блока определения коэффициента среднего удельного нефтесодержания пласта 14 и блока регистрации 17, имеющих соответствующие управляющие входы.

Алгоритм работы интегратора описывается уравнением (6). При этом начало интервала Д-Ь интегрирования соответствует моменту -t-j превышения амплитуды сигнсша 52 (t) заданного порогового уровня, а его конец - моменту Ь уменьшения амплитуды сигнала Ба (-t) до порогового значения.

Алгоритм работы блока определения коэффициента среднего-удельного неф.Тесодержания пласта 14 описывается уравнением (.7). Значения величин Vj, и р подаются на информационные входы блока определения коэффициента среднего удельного нефтесодержания пласта 14 с выходов интегратора 10 и блока памяти 16 в момент времени tj. по команде блока управления 12. Соответствие величин Мц и Vfi одному и тому же продуктивному интервалу обеспечивается очередным принципом записи и выдачи поступающей информации о вскрываемых скважиной нефтесодер- . жащих коллекторах в блоках памяти 15 и 16. При этом появление на выходскважины первой порции бурового раствора с аномально высоким содержанием нефти связывается с обнаружением в разрезе скважины первого продуктивного горизонта, появление на выходе второй обогащенной порции промывочной жидкости - с фактом вскрыти второго коллектора и т.д.

Результат расчета коэффициента среднего удельного нефтесодержания коллектора, получаемый на выходе блока 14, а.также информация о его мощности и глубине залегания, хранящаяся в блоке пa7vlяти 15, фиксируются по команде блока управления 12 блоком регистрации 17.

Предлагаемое устройство выгодно отличается от указанного прототипа. Оно позволяет устранить зависимость результатов определения характеристик нефтеносных пластов от размеров частиц свободной нефти в буровом растворе и от величины коэффициента перехода нефти из шлама в буровой раствор. Сравнительные испытания дан ного устройства с известными, показали, что применение изобретения обеспечивает повыидение точности определения коэффициента среднего удель ного нефтесодержания продуктивных пластов более чем в два раза. Это, в свою очередь, позволяет значитель но повысить надежность оценок запасов нефти. Формула изобретения Устройство для определения харак теристик нефтеносных пластов в процессе бурения, содержащее глубинную часть, включающую источник ультрафиолетового излучения , датчик интенсивности люминесценции нефти в буровом раство| е и передаюсций блок, и наземную часть, включающую приемный блок, подсоединенный к передающему блоку глубинной части, блок управления, подключенный к блоку ре гистрации, и глубиномер,.о т л ичающееся тем, что, с целью повышения точности определения, оно снабжено дополнительными источником ультрафиолетового х излучения, датчиком интенсивности люминесценции неф ти в буровом растворе и передающим блоком, -уст-ановленными на устье скв жины, а также двумя амплитудными ди криминаторами, интегратором, двумя блоками памяти, блоком определения объема выбуренной породы и блоком определения .коэффициента среднего удельного нефтесодержания пласта, причем передающий блок доп6.лнительного датчика интенсивности люминесценции нефти в буровом растворе подключен к приемному блоку, подсоединенному к входам амплитудных дискриминаторов, управляющие выходы которых подключены к блоку управления, связанному с управляющими входами блока определения объема выбуренной породы, интегратора, блоков памяти и блока определения коэффициента среднего удельного нефтесодержания пласта, первый информационный вход которого подключен через первый блок памяти к выходу блока определенияобъема выбуренной породы, второй через интегратор к информационному выходу одного из амплитудных дискриминаторов , а выход подсоединен к регистратору, связанному через второй блок памяти с глубиномером, подключенным к блоку определения объема выбуренной породы. Источники информации, принятые во внимание при экспертизе 1.Авторское свидетельство СССР 86680, кл. Е 21в 47/00, 1947. 2.Левитский К.О. Исследование особенностей люминесценции буровых растворов в призабойной зоне и разработка телеизмерительной систекш обнаружения нефтеносных пластов в процессе их вскрытия бурением. Автораф. дис. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. М., МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1977.