Выпуск 333

Аннотация

В. В. Баженов, А. И. Имаев, Р. Н. Абдуллин
ООО «ТНГ-Групп»

С. М. Дудаев
ООО «СевКавнефтегазгеофизика – Новые Технологии»

Ж. Е. Тулесинов, Е. Н. Евсеев
АО «Узеньпромгеофизика»

ИНФОРМАТИВНОСТЬ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ НАСЫЩЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ В СКВАЖИНАХ СТАРОГО ФОНДА МНОГОПЛАСТОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Представлены результаты изучения информативности электрических, акустических и радиоактивных методов в условиях обсаженных скважин старого фонда многопластовых месторождений. Проведена оценка информативности и областей применения различных методов каротажа (ГИС), возможности их комплексирования для повышения эффективности решения задач по выделению заводненных объектов и определения текущей насыщенности коллекторов в сложных геолого-технологических условиях исследования скважин.

Ключевые слова: обсаженная скважина, ядерно-физические методы, С/О-каротаж, разработка месторождения, нефтенасыщенность, продуктивный пласт, коллектор, флюидальная модель.

литература

1. Баженов В. В., Абдуллин Р. Н., Ахметов Б. Ф., Спиридонова Е. В. Новая технология определения характера текущей нефтенасыщенности по комплексу ГИС и ЯФМ при контроле за разработкой нефтегазовых месторождений // Аналитический научно-технический журнал «Геофорум». Бугульма: Изд. ООО «ТНГ-Групп». 2020. Вып. 4 (58). С. 13–17.
2. Балдин А. В., Губина А. И., Найданова Е. С., Лысенков А. И. и др. Опыт применения спектрального гамма-каротажа для решения геологических задач в разрезах Пермского Прикамья // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2007. Вып. 1 (154). С. 9–20.
3. Воронков Л. Н., Баженов В. В., Нуретдинов Я. К., Кормильцев Ю. В. и др. Опыт применения углеродно-кислородного каротажа на нефтяных месторождениях Татарстана // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 12–13 (125–126). С. 89–95.
4. Горбулев А. И., Ионе Ю. К., Петров В. В. Результаты внедрения приборов акустического каротажа АКШ-75, АКЦ-75 аппаратуры «Логис» в скважинах Предкавказья // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 12 (153). С. 87–97.
5. Гуляев П. Н. Отчет о проведении комплекса исследований методами ИННК, СНГК, САЭ. Пермь: ООО «ПИТЦ «Геофизика», 2008.
6. Дудаев С. М., Герштанский О. С., Тулесинов Ж. Е., Терентьева Т. П. Эффективность комплексирования термометрии и радиогеохимического метода с данными С/О-каротажа при изучении состояния выработки месторождения Узень // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2016. Вып. 3 (261). С. 24–37.
7. Дрягин В. В., Кузнецов О. Л., Стародубцев А. А., Рок Е. В. Поиск углеводородов на основе исследования вызванной сейсмоакустической эмиссии в скважинах // Акустический каротаж. 2005. Т. 51. С. 65–73.
8. Злобин А. А. Изучение граничных слоев нефти и воды при заводнении пластов // Нефтяное хозяйство. 2013. № 4. С. 20–24.
9. Климов Ю. С., Лохматов В. М. Скважинные испытания наноэлектрического каротажа скважин через обсадную колонну // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд.АИС. 2009. Вып. 6 (183). С. 71–80.
10. Поздеев Ж. А. О достоверности определения текущей нефтенасыщенности по данным С/О-каротажа // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 13 (126). С. 81–88.
11. Поляков Е. Е., Фельдман А. Я., Ищенко В. И., Федорова Е. А. Применение широкополосного волнового акустического каротажа для определения характера насыщения и ФЕС коллекторов через колонну. М.: ВНИИгеосистем, НПК «Ресурс-М».
12. Рыскаль О. Е., Коротченко А. Г., Гайнетдинов Р. Г., Шабиев Р. Р. Применение комплекса методов ядерной геофизики для контроля разработки месторождений нефти и газа // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 5 (203). С. 145–168.

А. А. Звегинцев, Т. С. Хисамова
ООО «ТНГ-Групп»

Использование результатов сейсмомоделирования при изучении околоскважинного пространства в условиях солянокупольной тектоники

Представлен опыт выполнения работ методом невертикального сейсмического профилирования (НВСП) в скважине, расположенной в Западно-Казахстанской области Республики Казахстан.

Ключевые слова: скважина, моделирование, методы скважинной сейсморазведки.

ЛИТЕРАТУРА

1. Абилхасимов Х. Б. Закономерности пространственного размещения природных резервуаров Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 2007. № 6.
2. Карнаухов С. М., Политыкина М. А., Тюрин А. М. Условия залегания и локальные перспективные объекты девон-нижнепермских карбонатных отложений прибортовых зон Прикаспийской синеклизы // Геология нефти и газа. 2009. № 3.
3. Шехтман Г. А. Вертикальное сейсмическое профилирование. М.: ООО «ЕАГЕ Геомодель», 2017.

Посвящается памяти ведущего научного сотрудника Химического факультета МГУ Владимира Юрьевича Траскина

М. З. Абдрахимов, Ю. И. Кузнецов
Государственный университет «Дубна»

З. Н. Скворцова
Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова

РОЛЬ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В РАЗВИТИИ ГЛУБИННЫХ ЗОН РАЗУПЛОТНЕНИЯ, ВСКРЫТЫХ СВЕРХГЛУБОКИМИ СКВАЖИНАМИ

Приведены результаты экспериментальных термобарических и физико-химических исследований разуплотнения кристаллических горных пород в разрезах сверхглубоких скважин (на примере Кольской СГ-3), проведенных с помощью специальной термобарокамеры, а также запатентованного метода получения отпечатков микротрещин. Исследованы условия самопроизвольного внедрения жидких прослоек воды и водных растворов по границам зерен силикатных кристаллических пород, их разуплотнения и потери прочности (эффект Ребиндера) при умеренно повышенных температурах и давлениях. Результаты этих исследований могут быть применены для интерпретации геолого-геофизических разрезов современных сверхглубоких скважин в нефтегазовых провинциях.

Ключевые слова: разуплотнение пород, отпечатки микротрещин, эффект Ребиндера, прочность пород, амфиболит, биотит-плагиоглазовый гнейс, вода, буровой раствор.

литература

1. Абдрахимов М. З., Кузнецов Ю. И., Зонн М. С. Структура порового пространства глубинных образований земной коры (по данным Кольской сверхглубокой скважины) // Физика Земли. 1996. № 5. С. 35–43.
2. Абдрахимов М. З., Траскин В. Ю., Беляев С. К. Способ выявления микродефектов в горных породах / Авторское свидетельство SU1472659A1, 15.04.1989. Заявка № 4204084 от 11.03.1987.
3. Газизуллин И. Ф., Симонов Я. И., Скворцова З. Н., Траскин В. Ю. Деформация кальцита в присутствии воды // Коллоидный журнал. 2015. Т. 77. № 5. С. 588–592.
4. Диков Ю. П., Брытов И. А., Ромашенко Ю. Н., Долин С. П. Особенности электронного строения силикатов. М.: Недра, 1984.
5. Кузнецов Ю. И., Абдрахимов М. З., Ашиток В. И., Галдин Н. Е. и др. Физические свойства и состояние пород в разрезе СГ-3 по данным петрофизических и геофизических исследований // В кн. «Кольская сверхглубокая. Научные результаты и опыт исследований». Под. ред. В. П. Орлова, Н. П. Лавёрова. М., 1998. C. 191–208.
6. Остапенко Г. Т. Термодинамика негидростатических систем и ее применение в теории метаморфизма. Киев: Наукова думка, 1977. С. 20.
7. Перцов Н. В., Коган Б. С. Физико-химическая геомеханика // В сб. «Физико-химическая механика и лиофильность дисперсных систем». Киев: Наукова думка. 1981. Вып. 13. С. 53–65.
8. Сальников Д. И., Траскин В. Ю., Перцов Н. В., Арутюнян Л. А. Проявление эффекта Ребиндера в сульфидно-силикатных системах // ДАН УССР. 1984. Сер. Б. № 8. С. 54–57.
9. Сальников Д. И., Траскин В. Ю., Перцов Н. В. Межфазная энергия в сульфидно-силикатных системах // Коллоидный журнал. 1985. Т. 47. № 2. С. 405–407.
10. Сальников Д. И., Траскин В. Ю. Поверхностные явления и эффект Ребиндера в сульфидно-силикатных системах // В сб. «Физико-химическая механика дисперсных систем и материалов». Киев: Наукова думка. 1983. Ч. 1. С. 100–102.
11. Скворцова З. Н. Закономерности и механизмы влияния жидкостей на прочность и пластичность ионных кристаллов. Дисс. … докт. хим. наук. МГУ, Химический факультет. 2005.
12. Скворцова З. Н., Траскин В. Ю., Породенко Е. В., Симонов Я. И. Роль рекристаллизационной ползучести в диагенезе карбонатных отложений: теория и лабораторное моделирование // Коллоидный журнал. 2018. Т. 80. № 1. С. 3–16.
13. Траскин В. Ю., Скворцова З. Н. Эффект Ребиндера в геодинамических процессах // В сб. «Флюиды и геодинамика». М.: Наука, 2006. С. 147–164.
14. Траскин В. Ю. Прослойки жидкости на границах зерен горных пород в модельных материалах // В сб. «Физико-химическая механика и лиофильность дисперсных систем». Киев: Наукова думка. 1981. Вып. 13. С. 81–91.
15. Траскин В. Ю., Перцов Н. В., Коган Б. С. Физико-химические аспекты прочности горных пород // В сб. «Физические аспекты прогнозирования сейсмических явлений». М.: Наука, 1984. С. 57–68.
16. Траскин В. Ю., Скворцова З. Н., Зубов Д. Н., Тряпичникова А. А. Транспортные свойства поликристаллов хлорида натрия с жидкими межзеренными прослойками // Коллоидный журнал. 2015. Т. 77. С. 238–243.
17. Траскин В. Ю., Скворцова З. Н., Абдрахимов М. З. Физико-химические механизмы возникновения зернограничной проницаемости горных пород // Геоэкология. 1997. № 2. С. 30–35.
18. Траскин В. Ю. Эффект Ребиндера в тектонофизике // Физика Земли. 2009. Т. 11. С 22–33.
19. Ребиндер П. А., Щукин Е. Д. Поверхностные явления в твердых телах в процессах их деформации и разрушения // УФН (успехи физических наук). 1972. Т. 108. № 1. С. 3–42.
20. China’s Ultra-Deep Well Starts 10 000-meter Deep Exploration in North-Western Xinjiang // Global Times. Jan. 04. 2024.
21. De Meer S., Spiers C. J. Uniaxial Compaction Creep of Wet Gypsum Aggregates // J. of Geophys. Res. 1997. V. 102. No B1. P. 875–910.
22. Griggs D. T. A Model of Hydrolytic Weakening in Quarts // J. Geophys. Res. 1974. V. 79. No 11. P. 1653–1661.
23. Green H. W. Pressure Solution Creep. Some Causes and Mechanism // J. Geophys.Res. V. 89. 1984. No B 6. P. 4313–4318.
24. Raj R. Creep in Polycrystalline Aggregate by Matter Transfer through a Liguid Phase // J. Geоphys. Res. 1982. V. 87. P. 4731–4739.
25. Rutter E. H. Pressure Solution in Nature. Theory and Experiment // J. Geol. Soc. 1983. V. 140. P. 725–740.
26. Urai J. L., Spiers C. J., Zwart H. J., Lister G. S. Weakening of Rock Salt by Water during Long-Term Creep // Nature. 1986. V. 324. P. 554–557.
27. Westwood A. R. C. Control and Applications of Environment Sensitive Processes of Fracture // J. Mater. Sci. 1974. V. 9. P. 1871–1895.
28. Westwood A. R. C., Goldheim D. L. Action of Hardness Reducers in Rock Drilling // Phil. Mag. 1968. V. 17. P. 951–954.
29. Williams Jack. China is Digging One of the Deepest Wells on the Planet // Vermilion. USA: March 11, 2024.

Работа выполнена по госбюджетной тематике НИР (номер ЦИТИС: 121031300084-1).

В. В. Турышев
ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»

РАДИОАКТИВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ КАК ИНДИКАТОРЫ ОБСТАНОВОК ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ: ФАЦИАЛЬНЫЙ ПРОФИЛЬ АРИДНЫХ И ГУМИДНЫХ БАССЕЙНОВ СЕДИМЕНТАЦИИ МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО МЕГАБАССЕЙНА

Изучено распределение естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ) по фациально-климатической шкале мезозойских осадочных отложений Западно-Сибирской плиты, при этом за основу взяты лабораторные гамма-спектрометрические исследования 4,5 тысячи образцов горных пород. Установлено, что наиболее чувствительным индикатором изменения фациальных обстановок в условиях аридного климата по содержанию урана (U), тория (Th) и калия (K) являются глинисто-аргиллитовые породы, концентрации Th и U в которых увеличиваются в сторону относительно глубоководного моря, а K обнаруживает противоположную направленность с возрастанием в низменной равнине. В условиях гумидного климата распределение ЕРЭ более дифференцированно, а контрастность их содержания в песчаниках, алевролитах и аргиллитах снижается. Однозначно идентифицируется глубоководная часть шельфа по показаниям урана и Th/U-отношения; имеются также некоторые предпосылки для оконтуривания относительно глубоководной части шельфа по повышенным концентрациям калия и Th/U-отношения. Эффективность определения фациальных условий по парному сопоставлению содержаний ЕРЭ в большинстве случаев недостаточна вследствие значительного перекрытия диапазонов содержаний элементов.

Ключевые слова: уран, калий, торий, фациальный профиль, аридный и гумидный тип палеоклимата, равнина низменная аккумулятивная, относительно глубоководная часть шельфа.

ЛИТЕРАТУРА

1. Алексеев Ф. А., Готтих Р. П., Лебедев В. С. Использование ядерных методов в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1973. 383 с.
2. Готтих Р. П. Радиоактивные элементы в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1980. 251 с.
3. Занин Ю. Н., Замирайлова А. Г., Эдер В. Г. Уран, торий и калий в черных сланцах баженовской свиты Западно-Сибирского морского бассейна // Литология и полезные ископаемые. 2016. № 1. С. 82–94.
4. Зубков М. Ю. Анализ распределения K, U, Th и B в верхнеюрских отложениях центральной части Красноленинского свода (Западная Сибирь) с целью их стратификации, корреляции и выделения в них потенциально продуктивных пластов // Геохимия. 2001. № 1. С. 51–70.
5. Конторович А. Э. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. 679 с.
6. Конторович А. Э., Ершов С. В., Казаненков В. А. и др. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде // Геология и геофизика. 2014. Т. 55 (5–6). С. 745–776.
7. Конторович А. Э., Конторович В. А., Рыжкова С. В. и др. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде // Геология и геофизика. 2013. Т. 54 (8). С. 972–1012.
8. Кузьмин Ю. А. Геологическая интерпретация метода скважинной гамма-спектрометрии в юрских отложениях Шаимского района // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 104. С. 52–66.
9. Объяснительная записка к «Атласу литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины в масштабе 1:5 000 000».Сб. научных трудов / Отв. ред. И. И. Нестеров // Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1976. Вып. 93. 85 с.
10. Ронов А. Б., Гирин Ю. П., Казаков Г. А., Илюхин М. Н. Осадочная дифференциация в платформенных и геосинклинальных бассейнах // Геохимия. 1966. № 7. С. 763–776.
11. Ронов А. Б. Органический углерод в осадочных породах (в связи с их неф-теносностью) // Геохимия. 1958. № 5. С. 409–423.
12. Ронов А. Б., Балашов Ю. А., Мигдисов А. А. Геохимия редкоземельных элементов в осадочном цикле // Геохимия. 1967. № 1. С. 3–19.
13. Ронов А. Б., Мигдисов А. А. Основные черты геохимии элементов-гидролизатов в процессах выветривания и осадконакопления // Геохимия. 1965. № 2. С. 131–158.
14. Страхов Н. М. Основы теории литогенеза. В 3 т. Т. 2. Закономерности состава и размещения гумидных отложений. М.: Изд-во Академии наук СССР, 1960. 587 с.
15. Турышев В. В. Перспективы гамма-спектрометрического метода при проведении литолого-фациального анализа и реконструкции условий осадконакопления (на примере отложений Западно-Сибирского региона) // Международный научно-исследовательский журнал. 2015. № 10 (41). Ч. 3. С. 131–136.
16. Турышев В. В. Естественные радиоактивные элементы как индикаторы условий образования осадочных отложений Западно-Сибирской плиты // Геохимия. 2018. № 9. С. 883–894.
17. Хабаров В. В., Нелепченко О. М., Волков Е. Н., Барташевич О. В. Уран, калий и торий в битуминозных породах баженовской свиты Западной Сибири // Советская геология. 1980. № 10. С. 91–105.
18. Хабаров В. В., Кузнецов Г. С., Турышев В. В. Ядерно-физические исследования керна терригенных пород месторождений углеводородов Западной Сибири // Геоинформатика. 1998. № 1. С. 43–52.

Р. Д. Ахметсафин
РГГРУ им. Серго Орджоникидзе

ИТОГИ И ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ МАШИННОГО ОБУЧЕНИЯ ДЛЯ ПРОГНОЗА/ЗАМЕЩЕНИЯ НЕДОСТАЮЩИХ КАРОТАЖНЫХ КРИВЫХ

Обобщается опыт применения задачи регрессии машинного обучения для построения синтетических каротажных кривых. Представлены инструментальные средства разработки плагинов и автономных программ в составе современных высокотехнологичных систем обработки результатов каротажа (ГИС).

Ключевые слова: машинное обучение, задача регрессии, замещение недостающих каротажных данных, акустический каротаж, плотностной каротаж.

ЛИТЕРАТУРа

1. Ахметсафин Р. Д., Ахметсафина Р. З. Применение методов машинного обучения для прогноза или замещения недостающих каротажных данных // Известия высших учебных заведений. Приборостроение. 2021. Т. 64. №. 7. С. 532–541.
2. Вахитова Г. Р., Касимов А. М. Автоматическое восстановление каротажных диаграмм различными методами аппроксимации // Геонауки: время перемен, время перспектив. Санкт-Петербург, 2023. С. 467–470.
3. Зарипова Э. А., Еникеев М. Р. Восстановление каротажных кривых методами машинного обучения // Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ. 2020. С. 62–65.
4. Сальников М., Вальман Н. К. Применение методов машинного обучения в задаче восстановления каротажных кривых // Молодежь и современные информационные технологии. Cборник трудов XIX Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Томский политехнический университет, 2022. С. 47–48.
5. Хайруллин А. Р., Вахитова Г. Р. Восстановление диаграмм акустического и плотностного каротажа на основе применения нейронных сетей // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2020. Вып. 1 (301). С. 75–83.
6. Шаякберов Э. В., Ильина А. П. Выбор алгоритма машинного обучения для восстановления каротажей // Инновации. Наука. Образование. 2020. № 23. С. 82–86.
7. Gupta I., Devegowda D., Jayaram V., Rai C., Sondergeld C. Machine Learning Regressors and their Metrics to Predict Synthetic Sonic and Mechanical Properties // Interpretation. 2019. V. 7. № 3. P. 1–56.
8. MathWorks: Statistics and Machine Learning Toolbox [Электронный ресурс] URL: https://www.mathworks.com/products/statistics.html (дата обращения 02.02.2024).
9. Scikit-Learn: Machine Learning in Python [Электронный ресурс] URL: https://scikit-learn.org/stable/index.html (дата обращения 02.02.2024).

Р. Ф. Шарафутдинов, Р. А. Валиуллин, А. Ш. Рамазанов, Т. Р. Хабиров
Уфимский университет науки и технологий

А. А. Садретдинов
ООО НПФ «ГеоТЭК»

ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО ПОЛЯ ОКРЕСТНОСТИ ПЕРФОРИРОВАННЫХ ИНТЕРВАЛОВ В СТВОЛЕ РАБОТАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

Рассматриваются результаты теоретических исследований формирования температурного поля в окрестности перфорационных интервалов обсадной колонны при притоке из пласта флюида. Проводится анализ распределения температуры в интервале притока флюида и влияния перфорационных отверстий на характер распределения температуры. Показано, что на распределение температуры в окрестности перфорационных интервалов в значительной степени влияет величина дебита притока флюида из пласта. Приток флюида из перфорационных отверстий отмечается аномалиями температуры («пикообразные» аномалии разогрева). При этом перфорационные отверстия практически не отмечаются на термограмме в центре скважины, слабо отмечаются на расстоянии половины радиуса от центра скважины и вдоль стенки в стороне от перфорационных отверстий и четко отмечаются рядом с перфорационными отверстиями. Сравнение результатов, рассчитанных по различным моделям, показало, что 1D-модель качественно, а зачастую и количественно, описывает поведение температуры вдоль ствола скважины, за исключением низкодебитных скважин.

Ключевые слова: скважинные исследования, термометрия, вертикальная и горизонтальная скважины, приток, перфорационные отверстия, радиально-азимутальное распределение температуры.

ЛИТЕРАТУРА

1. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 2004. 416 c.
2. Валиуллин Р. А. и др. Использование нестационарной термометрии для диагностики состояния скважин // Нефтяное хозяйство. 2015. № 5. С. 93–96.
3. Валиуллин Р. А. и др. Моделирование распределения изотопов при радиально-азимутальной неоднородности проницаемости в призабойной зоне пласта // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2007. № 10. C. 20–26.
4. Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965. 238 с.
5. Яруллин А. Р. Экспериментальное исследование многофазных потоков на модели горизонтальной скважины: автореф. дис. на соиск. ученой степ. канд. техн. наук. Уфа, 2013. 24 с.
6. Cooke C. E. Jr. Radial Differential Temperature Logging – a New Tool for Detecting and Treating Flow behind Casing (SPE 7558) // Journal of Petroleum Technology. 1979. No. 31 (06). P. 676–682.
7. Gajdukov L. A., Posvyanskij D. V., Novikov A. V. Investigation of Thermodynamic Processes during Multiphase Fluid Filtration to the Well with Perforation Channels in Damage Reservoir for Determination of Near Wellbore Zone Properties (SPE-181964) // Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition SPE. Publ. 2016. P. 35–51.
8. Panini F., Onur M. Parameter Estimation from Sandface Drawdown Temperature Transient Data in the Presence of a Skin Zone Near the Wellbore (SPE 190773-MS) // SPE Europec Featured at 80th EAGE Conference and Exhibition. Copenhagen, Denmark. Publ. 2018. P. 1–18.
9. Ramazanov A. Sh., Valiullin R. A., Sadretdinov A. A. Thermal Modeling for Characterization of Near Wellbore Zone and Zonal Allocation (SPE 136256) // SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition. Publ. 2010. P. 1–22.
10. Valiullin R. A., Ramazanov A. Sh., Sharafutdinov R. F. Temperature Logging in Russia: Development History of Theory, Technology of Measurements and Interpretation Techniques (SPE 127549) // Kuwait International Petroleum Conference and Exhibition. Kuwait: Society of Petroleum Engineers (SPE) Publ. 2009. P. 1–18.
11. Valiullin R. A. et al. Field Study of Temperature Simulators Application for Quantitative Interpretation of Transient Thermal Logging in a Multipay Well (SPE 171233-MS) // SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition. Publ. 2014. P. 1–27.
12. Sui W. et al. Determining Multilayer Formation Properties from Transient Temperature and Pressure Measurements (SPE-116270) // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Denver, Colorado, USA. Publ. 2008. P. 1–14.
13. Zhang Sh., Zhu D. Efficient Flow Rate Profiling for Multiphase Flow in Horizontal Wells Using Downhole Temperature Measurement (IPTC-19138-MS) // International Petroleum Technology Conference. Beijin, China. Publ. 2019. P. 1–17.

Работа выполнена при финансовой поддержке Российского научного фонда (проект № 23-17-20017, https://rscf.ru/project/23-17-20017/).

В. А. Велижанин, Н. Г. Лобода
ООО «НПП Энергия»

Интерпретационное обеспечение компенсированного нейтронного каротажа аппаратуры в процессе бурения ООО «НПП Энергия»: полнота и достоверность

Рассмотрены вопросы полноты и достоверности результатов зондов 2ННКт аппаратуры LWD, методические подходы при формировании интерпретационного обеспечения и реализованная схема расчета интерпретационного параметра нейтронного каротажа.

Ключевые слова: нейтронный каротаж в процессе бурения, интерпретационное и методическое обеспечение, математическое моделирование.

Литература

1. Велижанин В. А. Состояние интерпретационно-методического обеспечения аппаратуры компенсированного нейтронного каротажа // Геофизика. 2002. № 5. С. 42–47.
2. Велижанин В. А., Тугаринова Л. Н. Построение диаграмм нейтронного каро­тажа на границе и в пачке пластов произвольной мощности // Разве­дочная геофизика. Отечественный производственный опыт. Экспресс-ин­формация. М.: ВИЭМС. 1987. Вып. 8. С. 10–12.
3. Велижанин В. А. Опыт учета влияния термобарических условий на показания аппаратуры нейтронного каротажа // Разведочная геофизика. Отечественный производственный опыт. Экспресс-информация. М.: ВИЭМС. 1987. Вып. 11. С. 13–15.
4. Вендельштейн Б. Ю., Резванов Р. А. Геофизические методы определения параметров нефтегазоносных коллекторов. М.: Недра, 1978.
5. Калашникова М. И., Поляченко А. Л., Шапошникова Т. А. Математическая модель теоретико-экспериментальных палеток // Геофизический журнал. 1986. Т. 8. № 4. С. 37–42.
6. Кантор С. А., Кожевников Д. А., Поляченко А. Л., Шимелевич Ю. С. Теория нейтронных методов исследования скважин: М.: Недра, 1985. 224 с.
7. Кожевников Д. А., Коваленко К. В. Адаптивная интерпретация данных нейтронного каротажа нефтегазовых скважин // Геофизика. 2007. № 5. С. 30–43.
8. Ларионов В. В. Радиометрия скважин. М.: Недра, 1969.
9. Darwin V. Ellis, Julian M. Singer. Well Logging for Earth Scientists. Springer, 2007.
10. Gartner M. A New Resolution Enhancement Method for Neutron Porosity Tools // Nuclear Science Symposium IEEE. November 9-10, 1988. Orlando, USA.

С. В. Полушкин
ООО «СПД»

использование нейронных сетей для Определения нефтенасыщенности по фотографиям образцов керна в ультрафиолетовом свете

После извлечения керна из скважины происходит его распиловка и укладка в ящики. С торца каждого спила для полевого описания откалывается небольшой кусочек керна и производится его фотографирование в дневном и ультрафиолетовом (УФ) свете. В данной работе рассмотрено применение нейронных сетей для определения характера насыщения образцов керна по типу свечения в УФ-свете.

Ключевые слова: полевое описание керна, нефтенасыщенность, ультрафиолет, фотографии, нейронные сети.

литература

1. Kaiming He, Xiangyu Zhang, Shaoqing Ren, Jian Sun. Microsoft Research. Deep Residual Learning for Image Recognition. 2015.
2. Yann LeCunn, Leon Bottou, Yoshua Bengio and Patric Haffner. Gradient-Based Learning Applied to Document Recognition. Processing of the IEEE, 1998.

И. В. Гринев, А. Б. Королев, В. Н. Ситников, О. В. Гасанов
ООО «Нефтегазгеофизика»

Влияние радиальной составляющей поля остаточной намагниченности на показания инклинометра

Показано, что вектор поля остаточной намагниченности бурильной колонны и сборки геофизических приборов может быть направлен под углом к оси инклинометра, причем влияние радиальной составляющей в наибольшей степени проявлено при вращении сборки. Проведено моделирование указанного случая и получена формула для компенсации паразитного влияния. Результаты обработки данных в реальных скважинах демонстрируют адекватность представленной модели, которая может быть применена как во время бурения или каротажа, так и при  апостериорной обработке данных.

Ключевые слова: инклинометр, остаточная намагниченность, магнитная индукция, повышение точности показаний азимута.

литература

1. Биндер Я. И., Вольфсон Г. Б., Гаспаров П. М., Клюшкин П. А., Розенцвейн В. Г. Компенсация магнитных помех в феррозондовом инклинометре // Гироскопия и навигация. 2005. № 1. С. 68–75.
2. Биндер Я. И., Клюшкин П. А., Тихонов А. Г. Экспериментальное исследование магнитометрической системы ориентации ствола скважины с компенсацией магнитных помех // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 1 (190). С. 61–67.
3. Горичка М. В., Кузнецов А. Б., Абзалов З. З., Бевзенко В. А. Замеры высокого разрешения // Бурение и нефть. 2018. № 9. С. 12–17.
4. Гринев И. В., Королев А. Б., Ситников В. Н. Влияние остаточной намагниченности бурильной колонны и сборки геофизических приборов на показания инклинометра // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2019. Вып. 4 (298). С. 87–95.
5. Гринев И. В., Королев А. Б., Ситников В. Н. Компенсация влияния поля остаточной намагниченности бурильной колонны и сборки геофизических приборов на показания инклинометра // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2020. Вып. 1 (301). С. 104–111.
6. Кейн С. А., Трохов В. В. Разработка технико-технологических рекомендаций по повышению качества выполнения проектной траектории наклонно-направленных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2015. № 1. С. 6–9.
7. Повалихин А. С., Калинин А. Г., Бастриков С. Н., Солодкий К. М. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин. М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2011. 647 с.
8. Рыжков И. В., Ковшов Г. Н. Расчет магнитной девиации инклинометра в условиях буровой // Вестник Приднепровской государственной академии строительства и архитектуры. 2011. № 11–12 (164–165). С. 86–91.
9. Сидоров А. А., Харбаш В. Я., Шурыгин С. В. Способ определения и компенсации магнитной девиации инклинометра. Патент РФ № 2186966, 2002 г.

С. В. Зимовец, А. А. Жилин
ООО «РУС»

Д. А. Баширова, Р. У. Исянгулов
ПАО «Когалымнефтегеофизика»

М. Ю. Сунарчин
ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

Картирование границ пластов и проактивная геонавигация прибором МЭС-127 в процессе бурения

Приведены результаты проведения опытно-промышленных испытаний (ОПИ) нового прибора электромагнитного каротажа с азимутальной чувствительностью МЭС-127 (модуль электромагнитного сканера). Прибор обладает чувствительностью к контрастным по удельному электрическому сопротивлению (УЭС) границам геологических пластов на расстоянии до 6 м и позволяет проводить проактивную геонавигацию при бурении горизонтальных и сильнонаклонных скважин.

Ключевые слова: геонавигация во время бурения, азимутальный каротаж, картирование границ, опытно-промышленные испытания.

Литература

1. Зимовец С. В., Жилин А. А. Результаты ОПИ модуля электромагнитного сканера МЭС-127 // XI Практический семинар ПАО «НК «Роснефть» по ГСБС. М., 2023.
2. Крючатов Д. Н., Байбурин Э. Р., Натальчишин А. В., Исянгулов Р. У. и др. Импортозамещение каротажа в процессе бурения с использованием азимутального литоплотностного и нейтрон-нейтронного модуля // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2020. Вып. 2 (302). С. 50–62.
3. Zimovets S., Zhylin A., Zlodeev V., Kochergin M. et al. New Electromagnetic Tool with Azimuthal Sensitivity Development for Proactive Geosteering While Drilling // SPE Russian Petroleum Technology Conference. 2019. SPE-196777-MS.

В. В. Климов, К. А. Третьяк
Кубанский государственный технологический университет

А. А. Нетребко
ПФ «Севергазгеофизика», ООО «Газпром недра»

Cовершенствование приборного обеспечения каротажа для диагностики технического состояния обсадных колонн

За последние десятилетия резко увеличился фонд наклонно-горизонтальных скважин, в которых происходит ускоренный износ труб обсадных колонн с образованием трещин и других повреждений в местах интенсивного искривления стволов скважин. В данном исследовании детально рассмотрены магнитоимпульсные дефектоскопы – толщиномеры, их преимущества и основные ограничения к применению в указанных условиях. Показана целесообразность проведения геофизических исследований расширенным комплексом ГИС для определения величины желобного износа, остаточной толщины и остаточной прочности обсадных труб, что является необходимым условием повышения успешности  ремонтно-восстановительных работ.

Ключевые слова: скважина, искривление ствола, обсадные колонны, техническое состояние, повреждения обсадных труб, геофизические исследования, дефектоскоп, удельная электрическая проводимость, магнитная проницаемость, намагниченность.

литература

1. Аппаратура электромагнитной дефектоскопии типа ЭМДСТ-МП. Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний // Стандарт Технического комитета по стандартизации геофизической аппаратуры и оборудования СТ ТК 293-025-01. Тверь, 2001. С. 2.
2. 2. Белов С. В., Заичкин Е. В., Наугольных О. В., Ташкинов И. В. Мониторинг технического состояния скважин в программном комплексе «Соната» // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 2 (191). С. 96–109.
3. Венско С. А. Диагностирование технического состояния скважин ПХГ методами магнитоимпульсной дефектоскопии // Газовая промышленность. 2002. № 10. С. 41–44.
4. Вишерастин С. Е., Угрюмова Ю. Ю., Кожевников С. В., Нургалеев В. Г. Комплексирование магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии с другими методами геофизических исследований скважин // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2017. Вып. 11 (281). С. 117–125.
5. Гейхман М. Г., Колесниченко В. П., Климов В. В., Аносов Э. В. и др. Новые технические средства, технологии и методология геолого-геофизического контроля технического состояния крепи газовых и газоконденсатных скважин, в том числе и скважин с аномально высокими пластовыми давлениями и температурой. Монография. Краснодар: Просвещение-Юг, 2011. 265 с.
6. Дефектоскоп-толщиномер магнитоимпульсный кабельный типа МИД-К. Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний //Стандарт Технического комитета по стандартизации геофизической аппаратуры и оборудования СТ ТК 293-019-01. Тверь, 2000. С. 2.
7. Дефектоскоп-толщиномер электромагнитный скважинный типа ЭМДС-ТМ-42. Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний // Стандарт Технического комитета по стандартизации геофизической аппаратуры и оборудования СТ ТК 293-020-01. Тверь, 2000. С. 2.
8. Дефектоскоп-толщиномер магнитоимпульсный кабельный типа МИД-К: техническое описание и инструкция по эксплуатации АХА 2.131.005 ТО. ЗАО НПФ «ГИТАС». Октябрьский, 2000. 39 с.
9. Дефектомер индукционный скважинный ДСИ. Каталог геофизической аппаратуры ГА.02.07.24. М.: Недра, 1973. 23 с.
10. 10. Климов В. В. Совершенствование и разработка методов контроля технического состояния обсадных колонн при строительстве скважин: дис. … канд. техн. наук. Краснодар, 1995. 251 с.
11. Климов В. В. Научно-методические основы, аппаратура и технологии геофизического контроля технического состояния скважин на примере газовых месторождений и подземных хранилищ газа. Монография. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. 300 с.
12. Климов В. В. Контроль технического состояния эксплуатационных колонн вертикальных и наклонно-направленных скважин // Материалы Научно-технического совета ОАО «Газпром» «Контроль и мониторинг геофизическими методами технического состояния скважин на объектах углеводородного сырья (УВС) и подземного хранения газа (ПХГ) ОАО «Газпром». М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001. С. 31–56.
13. Климов В. В. Техническое состояние крепи скважин на месторождениях и ПХГ: проблемы и их решения. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001. 72 с.
14. Климов В. В. Концепция и задачи контроля технического состояния крепи скважин на месторождениях и ПХГ. Специализированный сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. С. 60–65.
15. Климов В. В. Диагностика технического состояния обсадных колонн нефтегазовых скважин // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 1 (166). С. 10–37.
16. Климов В. В. Методические указания по контролю технического состояния крепи скважин // Материалы VII Международной научно-практической конференции «Нефть и газ Украины – 2002». Т. 1. С. 345–346.
17. Климов В. В. Методические указания по контролю технического состояния крепи скважин // http:// www.complexdoc.ru / ntdpdf / 480099 / metodicheskie ukazaniya_po_kontrolyu_tekhnicheskogo_sostoyaniya_krepi_ skvaz.
18. Климов В. В. Научно-методические основы диагностики технического состояния скважин на нефтегазовых месторождениях и подземных хранилищах газа. Монография. Краснодар: Издательский Дом-Юг, 2019. 296 с.
19. Климов В. В., Климов Е. В. Проблемы дефектоскопии обсадных колонн на нефтегазовых месторождениях и подземных хранилищах газа // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 10 (187). С. 83–93.
20. Климов В. В., Климов Е. В. Новые подходы к методике интерпретации данных трубной профилеметрии обсадных колонн // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2015. Вып. 1 (247). С. 73–84.
21. Колесниченко А. Т., Дулаев В. Х.-М., Петерсон А. Я., Терещенко Ю. П. Повышение информативности электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн в скважинах // Э. И. Сер. «Бурение». 1986. № 7. С. 20–23.
22. Любыньский Е. А. Неразрушающий контроль в трубном производстве. М.: Машиностроение, 1971. 60 с.
23. Марков В. А., Шулаев В. Ф., Масленников В. И., Иванов О. И. Технология электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн разведочных и эксплуатационных скважин // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 5–6 (118–119). С. 259–265.
24. Марков В. А., Шулаев В. Ф., Масленников В. И., Иванов О. В. и др. Диагностирование технического состояния нефтегазовых скважин геофизическими методами // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2017. Вып. 1 (271). С. 6–15.
25. Марков В. А., Иванов О. В. Исследование технического состояния колонн скважин геофизическими методами // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 5–6 (118–119). С. 245–253.
26. Методическое руководство по проведению магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой МИД-Газпром и обработке результатов измерений. Руководящий документ РД 51-31323949-48-2001. М., 2002.
27. Миллер А. А., Миллер А. В., Епископосов К.С. и др. Прямые измерения проводимости обсадных труб и НКТ, используемых в качестве моделей толщины // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2002. Вып. 101. С.41–45.
28. Перелыгин В. Т., Даниленко В. Н., Лысенков А. И. и др. Развитие геофизических технологий для решения сложных геолого-технических задач в нефтяных и газовых скважинах // Нефть, газ, новации. 2014. № 2. С. 26–54.
29. Перелыгин В. Т., Даниленко В. Н., Лысенков А. И. и др. Развитие технологий геофизических исследований скважин в ОАО НПП «ВНИИГИС» // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2015. Вып. 5 (251). С. 81–107.
30. Попов Л. П. Индукционный зонд для контроля за состоянием обсадных колонн в скважине // Разведочная геофизика. 1979. № 85. С. 149–151.
31. Попов Л. П. Исследование и разработка аппаратуры и методики для определения дефектов обсадных колонн в скважинах: дис. … канд. техн. наук. Краснодар, 1974. 153 с.
32. Потапов А. П. Влияние магнитной проницаемости и электропроводности металла обсадных колонн на результаты скважинной импульсной электромагнитной дефектоскопии // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2000. Вып. 75. С. 51–56.
33. Потапов А. П., Даниленко В. Н. Ответы на вопросы, поставленные в статье В. В. Климова, Е. В. Климова «Проблемы дефектоскопии обсадных колонн на нефтегазовых месторождениях и подземных хранилищах газа» // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 3 (192). С. 139–146.
34. Потапов А. П., Кнеллер Л. Е., Даниленко В. В. Современное состояние электромагнитной дефектоскопии колонн нефтегазовых скважин // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 2 (167). С. 80–101.
35. Розенблит И. И. Исследование путей повышения эксплуатационных качеств обсадных колонн: автореф. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. Баку, 1973. С. 82–93.
36. Сидоров В. А. Скважинные дефектоскопы-толщиномеры для исследования многоколонных скважин // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 1996. Вып. 24. С. 83–93.
37. Сидоров В. А. Магнитоимпульсная дефектоскопия колонн в газовых скважинах // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 1998. Вып. 47. С. 74–78.
38. Сидоров В. А., Даниленко В. Н., Ниянзин А. Н., Шамшин В .И. Аппаратура для магнитоимпульсной дефектоскопии колонн МИД-К (МИД-Газпром) // Материалы Научно-технического совета ОАО «Газпром» «Контроль и мониторинг геофизическими методами технического состояния скважин на объектах углеводородного сырья (УВС) и подземного хранения газа (ПХГ) ОАО «Газпром». М.: ООО «ИРЦ Газпром». 2001. С. 11–56.
39. Субботин С. С., Михайленко В. И. Дефектоскопия нефтяного оборудования и инструмента при эксплуатации. М.: Недра, 1981. С. 107–112.
40. Теплухин В. К., Миллер А. В., Миллер А. А. Изучение технического состояния обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб методом электромагнитной дефектоскопии // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2000. Вып. 68. С. 23–28.
41. Тер-Саакян Н. Ю., Чупова И. М., Плотников В. Л. Каротаж как комплекс диагностических исследований при изучении причин и контроле ликвидации геолого-технических осложнений в процессе строительства и эксплуатации скважин // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2017. Вып. 11 (281). С. 63–78.