Спосіб оцінки проникності гірських порід

1 Спосіб оцінки проникності гірських порід, що включає вибір пункту збудження пружних коливань у середовищі, прийом в інтервалі досліджень хвиль тиску у рідині, що заповнює ствол свердловини, виділення трубної хвилі, що генерується проникним пластом гірських порід на перетині із свердловиною, та вимірювання амплітуди цієї хвилі, який відрізняється тим, що збудження зондуючого сигналу проводиться у опорній свердловині, що перетинає досліджуваний продуктивний пласт, розкритий нею в зоні перфорації, шляхом періодичного збудження на власній частоті коливань стовпа рідини, що заповнює опорну свердловину, заданим рівнем амплітуди коливань, прийом та реєстрація зондуючого сигналу на опорній свердловині, у другій, спостережній свердловині, віддаленій від опорної на відому відстань, в зоні перфорації досліджуваного продуктивного пласта, із заданим кроком, у вузькій смузі частот, яка вибирається із урахуванням спектрального розподілу енергії коливань зондуючого сигналу, одночасно з виміром параметрів хвиль тиску і одночасно вимірюють значення гідродинамічного потоку шляхом використання двох рознесених по глибині ідентичних приймачів тиску, один із яких знаходиться поза зоною перфорації, при цьому у першому випадку робиться підсумовування сигналів від приймачів, а у другому, для компенсації напруження збуджуваного хвилею тиску, їх віднімання, по значенню амплітуди хвилі тиску в опорній свердловині, величини гідродинамічного потоку, з урахуванням відстані між свердловинами, оцінюють проникність досліджуваного продуктивного пласта 2 Спосіб за п 1, який відрізняється тим, що по значенню амплітуд зондуючого та прийнятого сигналів хвилі тиску і затримки у часі між сигналами, з урахуванням відстані між опорною та спостережною свердловинами, визначають затухання і швидкість хвилі тиску, по яким розраховують пористість досліджуваного продуктивного пласта 3 Спосіб за п 1, який відрізняється тим, що по одержаним значенням проникності та пористості, з урахуванням товщини досліджуваного продуктивного пласта і відстані між опорною та спостережною свердловинами, проводиться оцінка запасів родовища 4 Спосіб за п 1, який відрізняється тим, що на етапі експлуатації родовища періодично міряють між тими ж самими свердловинами амплітуду та швидкість пробігу хвилі тиску у продуктивному пласті, по зміненню вказаних параметрів у часі судять про ступінь вироблення покладу у інтервалі кожного досліджуваного пласта Винахід відноситься до області геофізичного дослідження гірських порід акустичним методом і може бути використаний в розвідувальній та промисловій геофізиці Як відомо, стандартний акустичний каротаж (АК) дозволяє досліджувати пружні параметри гірських порід, утому числі і колекторні якості [1] Основне обмеження методу АК полягає в тому, що виміри провадяться у породах , які безпосередньо прилягають до стінки свердловини Під ДІЄЮ філь трата бурового розчину, проникаючого у породу, відбувається змінення фізико-механічних властивостей вказаної зони Встановлено, глибина досліджень порід методом АК не перевищує двох довжин хвиль, що при використанні зондуючих сигналів, які лежать у діапазоні частот 6 ЗОкГц у кращому випадку становить декілька десятків сантиметрів Таким чином, виміри провадяться частково у порушеній зоні і це явище суттєво ускладнює інтерпретацію отриманих матеріалів, зменшує (56) SU 1 7 1 2 9 2 6 , G01V 1/40, 15 0 2 1 9 9 2 SU 1 7 5 3 4 3 4 , G01V 1/40, 0 7 0 8 1992 U S 3 9 0 0 8 2 6 , G01V 1/40, 19 0 8 1975 U S 4 4 3 2 0 7 7 , G01V 1/28, 14 0 2 1984 О со 00 о ю 50783 надійність та достовірність результатів досліджень Більш близький до заявляемого способу є стандартний метод міжсвердловинного прозвучування (МП) Технологія МП включає збудження зондуючого сигналу в одній із свердловин та прийом пружних коливань, що пройшли через породу в ІНШІЙ свердловині або групі свердловин [2] Метод МП по діапазону робочих частот займає проміжне положення між АК та сейсморозвідкою Діапазон частот МП - 0,5 1 кГц Принципово метод МП відрізняється від акустичного каротажа можливістю дослідження пружних якостей гірських порід, що знаходяться між двома свердловинами, що мають відстань декількох десятків метрів МП ефективно використовується для простеження рудних тіл, виділення закарстованих зон, уточнення меж розділу пластів між свердловинами і т д Виходячи із залежності швидкості розповсюдження та затухання пружних хвиль від пористості гірських порід, існує принципова можливість визначення колекторських якостей продуктивних пластів Дійсно, результати окремих експериментів показали, що напрямок максимуму швидкості, при міжсвердловинному прозвучуванні у площині досліджуваного пласту співпадає з максимумом проникливості У цілому стандартний метод міжсвердловинного прозвучувания для оцінки колекторських властивостей гірських порід має принципове обмеження, пов'язане у першу чергу з використованим частотним діапазоном, обмежуючим дальнодію методу, десятками метрів Буріння нафтових свердловин на такій близький відстані практично не провадиться При наявності гірських виробок (свердловин, штолен) можна вивчати пружні параметри гірських порід шляхом сейсмічного просвічування (СП) Вказаний метод включає, як просвічування між двома свердловинами, так і між земною поверхнею і свердловиною або свердловинами Так як і в СП використовують більш низькі частоти (5 200Гц), то цей метод більш ефективний порівняно з акустичним каротажем і міжсвердловинним прозвучуванням За прототип вибрано "Спосіб оцінки проникності гірських порід" [3], який вміщує вибір пункту збудження за межами інтервалу досліджень гірських порід, збудження пружних коливань у середовищі, прийом в інтервалі досліджень хвиль тиску у рідині, що заповнює стволи свердловини, виділення трубної хвилі, що генерується проникливим пластом гірських порід на перетені із свердловиною та вимірювання амплітуди цієї хвилі, при цьому, одночасно із прийманням хвиль тиску міряють повний вектор швидкості зміщення порід на СТІНЦІ свердловини, у тому ж інтервалі досліджень розраховують відношення амплітуди тиску в трубній хвилі до амплітуди повного вектора швидкості зміщення порід на СТІНЦІ свердловини, по якому судять про проникність порід Крім того, при ОЦІНЦІ проникності порід, що залягають на різній глибині в одній або різних свердловинах, додатково визначають кут між напрямком повного вектора швидкості зміщення та нормаллю до площини досліджуваного пласту гірських порід, а положення пункту збудження вибирають виходячи із ПОСТІЙНОСТІ цього кута для усього циклу досліджень, при цьому для оцінки азимутальної анізотропії проникності гірських порід, з вертикальною тріщинуватістю пружні коливання збуджують почергово у декількох рівновіддалених від устя досліджуваної свердловини пунктах на денній поверхні або поблизу неї, визначають відношення амплітуди тиску в трубній хвилі до амплітуди повного вектору швидкості зміщення по різним азимутам, а про ступінь анізотропії проникності, судять по різниці максимального та мінімального значення цього відношення, при ОЦІНЦІ гірських порід з малим значенням коефіцієнта проникності, пружні коливання збуджують почергово у 4-х пунктах, що розміщені на рівному віддаленні від устя досліджуваної свердловини із кроком по азимуту 45град , визначають різницю відношення амплітуди тиску в трубній хвилі до амплітуди повного вектора швидкості зміщення для пар пунктів збудження, азимути котрих відрізняються на 90град, і при перевищенні зокрема одного із розрахованих результатів над їх фоновими значеннями роблять висновок про тріщинну прониклість досліджуваного інтервалу гірських порід, при цьому пружні коливання збуджують безпосередньо у свердловині, а між пунктом збудження та інтервалом прийому розміщують засіб подавления трубних хвиль Основний недолік запропонованого способу складність технічної реалізації, яка зводиться до наступного одержання повного вектора швидкості зміщення порід на СТІНЦІ свердловини із азимутальною прив'язкою потребує використання складної апаратури, що дорого коштує, виконання деяких пунктів способу, наприклад, збудження низькочастотних коливань безпосередньо у свердловині має труднощі, а подавления трубної хвилі проблематичне, складність інтерпретації отриманої інформації і, внаслідок, невизначеність висновків, організація свердловинних досліджень по вказаному способу, потребує суттєвих матеріальних витрат та часу Пропонується спосіб оцінки проникності гірських порід вільний від вказаних недоліків Спосіб містить вибір пункту збудження пружних коливань у середовищі, прийом в інтервалі досліджень хвиль тиску у рідині, що заповнює ствол свердловини, виділення трубної хвилі, що генерується проникним пластом гірських порід на перетині із свердловиною, та вимірювання амплітуди цієї хвилі, при цьому, збудження зондуючого сигналу провадиться у опорній свердловині, що перетинає досліджуваний продуктивний пласт і розкритий нею в зоні перфорації, шляхом періодичного збудження на власній частоті коливань стовпа рідини, що заповнює опорну свердловину, і заданим рівнем амплітуди коливань, прийом та реєстрація зондуючого сигналу на опорній свердловині, у другій, спостережній свердловині віддаленої від опорної на ВІДОМІЙ відстані, в зоні перфорації досліджуваного продуктивного пласта, із заданим кроком, у вузькій смузі частот, яка вибирається із урахуванням спектрального розподілу енергії коливань зондуючого сигналу, одночасно з виміром параметрів хвиль тиску, вимірюють значення гідродинамічного потоку шляхом використання двох 50783 рознесених по глибині ідентичних приймачів тиску (один із яких знаходиться поза зоною перфорації) при цьому у першому випадку робиться підсумовування сигналів від приймачів, а у другому, для компенсації напруження збуджуваного хвилею тиску, їх віднімання, по значенню амплітуди хвилі тиску в опорній свердловині, величини гідродинамічного потоку, з урахуванням відстані між свердловинами, оцінюють проникність досліджуваного продуктивного пласта, по значенню амплітуд зондуючого та прийнятого сигналів хвилі тиску і затримки у часі між сигналами з урахуванням відстані між опорною та спостережливою свердловинами визначають затухання і швидкість хвилі тиску, по яким розраховують пористість досліджуваного продуктивного пласта, по одержаним значенням проникності та пористості, з урахуванням товщини досліджуваного продуктивного пласта і відстані між опорною та спостережною свердловинами провадиться оцінка запасів родовища Крім того, на етапі експлуатації родовища періодично міряють між тими ж самими свердловинами амплітуду та швидкість пробігу хвилі тиску у тому ж продуктивному пласті, по зміненню вказаних параметрів у часі судять про ступінь вироблення покладу у інтервалі досліджуваного пласта Ознаками запропонованого технічного рішення, що відрізняється від прототипу, є збудження зондуючого сигналу здійснюється в опорній свердловині, що перетинає досліджуваний продуктивний пласт і розкритий нею у зоні перфорації, збудження зондуючого сигналу здійснюється шляхом періодичного збудження на власній частоті коливань стовпа рідини, що заповнює опорну свердловину, збудження зондуючого сигналу здійснюється з заданим рівнем амплітуди коливань, при збудженні зондуючого сигналу здійснюється його прийом та реєстрація на опорній свердловині, при збуджені зондуючого сигналу, у другій спостережній свердловині, віддаленої від опорної на ВІДОМІЙ відстані, у зоні перфорації досліджуваного продуктивного пласта із заданим кроком здійснюють приймання хвиль тиску, прийом хвиль тиску здійснюють у вузькій смузі частот, яка вибирається з урахуванням спектрального розподілу енергії коливань зондуючого сигналу, прийом хвиль тиску здійснюють шляхом використання двох рознесених по глибині ідентичних приймачів тиску, прийом хвиль тиску здійснюють шляхом складання сигналів від двох приймачів тиску, одночасно з прийомом хвиль тиску, міряють значення гідродинамічного потоку шляхом використання двох рознесених по глибині ідентичних приймачів тиску, один з яких знаходиться поза зоною перфорації, при вимірюванні гідродинамічного потоку, для компенсації напруги сигналу хвилі тиску, здійснюється віднімання напруг сигналів від двох приймачів тиску, по значенню амплітуди хвилі тиску в опорній свердловині, величини гідродинамічного потоку з урахуванням відстані між свердловинами, оцінюють проникнисть досліджуваного продуктивного пласта, по значенню амплітуд зондуючого і прийнятого сигналів хвилі тиску та затримки у часі між сигналами, з урахуванням відстані між опорною та спостережливою свердловинами визначають затухання та швидкість хвилі тиску, по яким розраховують пористість досліджуваного продуктивного пласта, по одержаним значенням проникності та пористості, з урахуванням товщини досліджуваного продуктивного пласта та відстані між опорною та спостережною свердловинами, здійснюється оцінка запасів родовища, на етапі експлуатації родовища періодично міряють між тими ж самими свердловинами амплітуду та швидкість пробігу хвилі тиску у тому ж продуктивному пласті, по зміненню вказаних параметрів у часі судять про ступінь вироблення покладу у інтервалі кожного досліджуваного пласта Вказані ВІДМІННОСТІ підтверджують ВІДПОВІД НІСТЬ запропонованого способу критерію "суттєві ВІДМІННОСТІ", ОСКІЛЬКИ ВІДМІННІ ВІД прототипу ознаки не виявлені, як у аналогах цього технічного рішення, так і у будь-яких інших відомих технічних рішеннях, а разом з відомими вони складають нову сукупність ознак, що забезпечують при використанні винаходу досягнення позитивного ефекту Суть пропонованого способу складається у наступному На початковому етапі дослідження здійснюється вибір опорної свердловини з таких критеріїв наявність у свердловині продуктивного пласта розкритого перфорацією, свердловина повинна перетинати один і той досліджуваний продуктивний пласт, що дотикається із спостережною свердловиною, (свердловина прилягає до досліджуваного пласту, обмеженого з протилежної сторони другою спостережною свердловиною), свердловина повинна мати мале водопоглинання, при якому на час дослідження можливе підтримування рідини на рівні устя свердловини шляхом періодичного її доливання ВІДПОВІДНО ДО способу, що заявляється, збудження зондуючого сигналу здійснюється у опорній свердловині шляхом періодичного збудження на власній частоті коливань стовпа рідини, що заповнює свердловину Можливість збудження коливань на резонансній частоті стовпа рідини базується на відомих теоретичних положеннях Вузьку циліндричну трубу з твердими стінками можна розглядати як довгу ЛІНІЮ Термін "вузька" визначається відношенням R п = 2L де п = 1, 2, 3, номер гармоніки, L - довжина свердловини, Ст - швидкість трубної хвилі Період коливань для першої моди буде рівним Т = 4L Наведені вирази отримані для труби, що заповнена рідиною та має один абсолютно жорсткий, а інший абсолютно м'який кордон розділу Для реальної свердловини дані умови порушуються Якщо кордон розділу "бурова рідина - повітря" з великим ступенем наближення можна вважати м'якою, то гірські породи, що обмежують стовп рідини на забої не абсолютно жорсткі і, слідовно, на другому кордоні розділу нема повного відбиття пружних коливань ВІДПОВІДНО теоретичним висновкам кришка пружного типу дещо знижує, а масового типу дещо підвищує власні резонансні частоти труби Вплив на вказані частоти має й те, що її стінки не абсолютно жорсткі Іншими словами, власні частоти резонансних коливань окремої свердловини визначаються не тільки її довжиною, але й пружними параметрами порід, що знаходяться у забої і оточують свердловину, діаметром та товщею обсадної колони, товщею цементного каміння та ступінню зв'язку останнього із породою та іншими причинами, що змінюють швидкість трубної хвилі На обгрунтуванні сучасних поглядів [4, 5] трубна хвиля (хвиля Лемба) являє собою канальну хвилю поршневого типу, що розповсюджується у стовпі рідини, заповнюючої свердловину, із швидкістю Ст, завжди меншої, ніж швидкість розповсюдження пружних коливань у необмеженому середовищі, то ж Ст < Со Особливості розповсюдження трубної хвилі у свердловині трубна хвиля присутня тільки у циліндричній порожнечі, заповненій рідиною, швидкість трубної хвилі завжди менше швидкості розповсюдження пружних коливань у необмеженій рідині (найбільш ймовірне значення швидкості трубної хвилі лежить в інтервалі 1310 ± 25м/с з похибкою 10%), з урахуванням розмірів коливальної системи (реальна глибина нафтових свердловин більш трьох кілометрів) та швидкості розповсюдження трубної хвилі власні резонансні частоти на першій моді лежать у діапазоні менш одного Герца Більш низькі резонансні частоти можливо отримати, використовуючи більш глибокі свердловини, трубна хвиля розповсюджується у свердловині з мінімальними витратами, при розповсюдження трубної хвилі амплітуда тиску не залежить від радіального положення і рух 8 часток рідини має поршнеподібний характер у напрямку ВІСІ свердловини, на ДІЛЯНЦІ проникливого пласту трубна хвиля має сильне затухання, обумовлене витратами енергії, спричиненими, у першу чергу, збудженням пдропотоку (появою руху рідини у поровому просторі) у меншій мірі перевипромінюванням хвильового поля (хвилі тиску) у проникливий пласт Для збудження власних коливань стовпа рідини необхідно прикласти до нього змушуючу дію - сторонню силу, або стороннє джерело рідини Зважаючи на вузькість труби точка прикладання змушуючої дії не має принципового характеру, але з точки зору практичної реалізації найбільш доцільно збуджувати стовп рідини безпосередньо на вусті свердловини Можливість збудження коливань стовпа рідини, що заповнює обсаджену свердловину, підтверджується відомим "способом обробки призабійної зони пласта" [6] та пристроєм для його реалізації [7], які використовуються для стимулювання свердловини шляхом відновлення проникності продуктивного пласта Принцип роботи вказаного пристрою міститься у наступному На усті свердловини встановлюється робоча камера Остання через впускний клапан приєднується до внутрішньої порожнини свердловини, а випускний клапан при його спрацюванні забезпечує з'єднання робочої камери та внутрішньої порожнини свердловини із атмосферою У початковому стані клапани закриті, робоча камера заповнена повітрям високого тиску, а свердловина до устя заповнена рідиною У момент відкриття впускного клапана формується хвиля тиску із крутим переднім фронтом, що розповсюджується від устя до забою Одночасно за рахунок силового тиску на поверхню стовпа рідини останній починає зміщуватися також у бік забою Відстань, на яку знижується рівень рідини, залежить від початкового тиску у робочій камері, її об'єма, внутрішнього діаметру свердловини, и глибини, коефіцієнта стискування рідини та інших факторів Величина зміщення стовпа рідини варіює від одиниць до десятків метрів По мірі зміщення стовпа рідини тиск у робочій камері та верхній частині свердловини падає Хвиля тиску сягає забою і відбившись починає розповсюджуватися у бік устя свердловини Стовп рідини, опускаючись у бік забою через деякий час уповільнює свій рух, а в момент, коли відбита хвиля тиску сягне рівня поверхні рідини, стовп рідини почне зворотній рух у бік устя Використовуючи розрахований час, що дорівнює ПОДВІЙНІЙ глибині свердловини, поділеній на швидкість розповсюдження хвилі Лемба, оператор за допомогою блока керування (автоматично або вручну) відкриває випускний клапан Тим самим стиснуте повітря, яке знаходиться у верхній частині свердловини, викидається в атмосферу При розвантаженні устя свердловини від надмірного тиску, близький до моменту першого максимального стиснення стовпа рідини, в результаті перерозширювання стовпа рідини у призабійній зоні відбувається додаткове розрідження і тиск суттєво знижується відносно гідростатичного (відбувається формування хвилі депресії} 50783 Після відкривання свердловини спостерігаються поступово затухаючі коливання стовпа рідини, а у самій свердловині по усій її глибині розповсюджуються хвилі репресії депресії, за рахунок яких на ДІЛЯНЦІ проникливого пласта виникає змінний пдропотік Слід відзначити, затухання трубної хвилі, що визване перевипромінюванням пружних коливань в навколишній простір, вкрай незначне В'язкі витрати в буровій рідині та витрати енергії за рахунок тертя на внутрішній поверхні стінок свердловини також малі, з причини низької частоти збуджуваних коливань Основні витрати енергії при резонансних коливаннях стовпа бурової рідини будуть визначатись кордоном розділу "рідинапорода" на забої Відношення хвильових опорів породи та бурової рідини завжди більше одиниці У більшості випадків це відношення дорівнює трьом і більше Як показує розрахунок, добротність свердловинної коливальної системи має значення порядка десяти, що підтверджується експериментальними даними, які отримані на глибоких свердловинах [7] Приймаючи до уваги процес резонансу, можна стверджувати, що амплітуда тиску трубної хвилі у режимі резонансного збудження при дії синусоїдальної хвилі, може сягати значення в Q разів більше и початкової величини У випадку дії періодичних силових поштовхів, значення амплітуди коливань буде перевищувати (при Q = 10) амплітуду поодинокого поштовху приблизно у чотири рази Принцип резонансного збудження стовпа рідини, що заповнює свердловину у режимі циклічних та безперервних дій реалізований у відомому "Способі обробки призабійної зони пласта" [8] Пристрій по вказаному способу забезпечує незалежне (роздільне) відкривання та закривання впускного та випускного клапанів у потрібні моменти часу, які відповідають фазам коливального процесу стовпа рідини на власній (резонансній) частоті За рахунок цього забезпечується робота у режимі циклічних та безперервних дій По даним [7] при одноразовій дії на стовп рідини, що заповнює свердловину, стиснутим повітрям із тиском 190 атмосфер, в свердловині виникають імпульси репресм-депресм з амплітудою тиску до 50атм Амплітуду хвильового поля можна суттєво збільшити в режимі циклічних та безперервних дій на резонансній частоті коливань стовпа рідини Таким чином, збільшення амплітуди змінного тиску, а тому і пдропотоку, як відмічено у формулі винаходу досягнуто шляхом збудження коливань стовпа рідини на власній частоті Із усього вищевикладеного виходить, що в обсадженій свердловині, яка заповнена рідиною, можливо здійснити резонансне збудження низькочастотної трубної хвилі, яка розповсюджується у буровій рідині вздовж від свердловини і викликаючої у проникному пласті, що перетинається свердловиною, пдропотік Нижче буде показано, що наявність у проникному пласті пдропотоку дозволяє міряти його проникність 10 Проникність як параметр характеризує спроможність гірських порід пропускати рідини, гази та їх суміші при наявності перепаду тиску КІЛЬКІСНО виражається через коефіцієнт проникності (Кпр) У випадку середовища, що складається із піщинок правильної геометричної форми, коефіцієнт проникності може бути приблизно розрахований шляхом використання відомого рівняння КозеніКармена Проте, як правило, коефіцієнт проникності визначається експериментально для кожної конкретної геологічної формації шляхом дослідних відкачок води із свердловин і шурфів (у зоні повного водонасичення порід, тобто нижче рівня підземних вод), а також наливанням води у свердловини та шурфи (в зоні аерації, тобто вище рівня підземних вод) Така методика досліджень дає цілком достовірні характеристики, але потребує великих коштів та витрат часу Апріорі можна стверджувати, що приклавши змінний тиск потрібного рівня і визначеної частоти до проникного пласту у останнім з'явиться змінний пдропотік, параметри якого сумісно із даними, що характеризують збуджуюче зусилля, дозволяють однозначно визначити коефіцієнт проникності Слід зауважити, вимірювання параметрів пдропотоку можливо як у зоні збудження проникного пласту, так і у другій його точці, віддаленої від першої на фіксовану відстань Зрозуміло, що друга точка може знаходитись тільки у другій спостережній свердловині, що перетинає проникний пласт Знайдемо аналітичні залежності що визначають коефіцієнт проникності для випадку вимірювання параметрів пдропотоку у спостережній свердловині Як буде показано нижче, технічна реалізація таких вимірювань більш проста, ніж безпосередньо у опорній свердловині, а результати більш надійні Визначення коефіцієнту проникності базується на законі Дарсі, який говорить - швидкість течи рідини у проникному середовищі пропорційна градієнту тиску і обернено пропорційна в'язкості v np VnІз наведеної залежності витікає, що розмірність коефіцієнта проникності Кпр має значення кв см або кв м Прийнявши швидкість течи 1см/с при в'язкості 1СП та градієнті тиску 1бар/см (10Па/см) одержимо одиницю проникності Дарсі Як вже зазначалося раніш, ми розглядаємо модель, коли змінний тиск діє на проникний пласт в одній свердловині (опорній), а вимір пдропотоку здійснюється у другій спостережній свердловині Так як свердловина обсаджена, то очевидь, що пдропотік із проникного пласту може потрапити усередину спостережної свердловини тільки через перфораційні отвори Використовуючи рівняння нерозривності Vn Sn = Vnk Snep., де Vn - швидкість потоку у проникному пласті, Vnk - швидкість потоку, що вливається всередину свердловини, S n - площа поверхні проникного пласта, що дотикається із поверхнею перфорованої колони, S S n e p - підсумкова площа перфораційних отворів колони, що дотикається до проникного пласта 11 12 50783 ІЗ ріВНЯ НерОЗрИВНОСТІ ОДерЖИМО, Vnk / V n = S n / І S n e p , позначивши S n / S S n Vn = Vnk / yi Підставивши значення Vn в початкову залежність (1) одержимо При використанні датчика швидкості потоку його вихідна напруга дорівнює иВИх - Кі Vnk, де Кі коефіцієнт перетворення із розмірністю [В с/м] Отже, залежність для визначення коефіцієнта проникності при вимірюванні швидкості потоку у середені спостережної свердловини має такий вигляд іг ~ Ц UBM, Слід зазначити, градієнт тиску на ДІЛЯНЦІ проникного пласта взагалі при резонансному збудженні стовпа рідини, змінюється по синусоїнальному закону, усі залежні величини Vn, Vnk, UBMX також змінюються по синусоїдальній функції 3 цієї причини при визначенні Кпр множник sin cot опущено Тому що усі величини, що входять у перший множник, у процесі вимірювання залишаються постійними, то і увесь множник є постійною величиною, Позначивши К п р— ' ч 'г 1 ВИЇ ,одержимо Для визначення додаткового об'єму рідини у свердловині використовується залежність де t - час, за який рідина рухається в одному напрямку, t = Т / 2 (Т - період власних коливань стовпа рідини в опорній свердловині) При цьому змінення гідростатичного тиску визначається залежністю ДРГ = R Ah (3) Виміри швидкості потоку в умовах свердловини, особливо при малих значеннях швидкості, є складною технічною задачею За цією причиною доцільно використати непрямі методи, які базуються на фізичних процесах відомих із гідродинаміки Перший із них складається з того, що при попаданні струменя рідини на перешкоду виникає тиск рівний добутку питомої густості рідини на квадрат швидкості її руху P = pv2. Якщо вважати, що потік рідини із перфораційних отворів повністю гальмується поверхнею свердловинного датчика тиску, розміщеного по ВІСІ свердловини, то виникаючий тиск буде дорівнювати 2 Р = р v nb. Підставивши значення Vnk У рівняння (2) отримаємо к =_Э_ jjip Др/ДІ Вихідна напруга п'єзокерамічного перетворювача тиску визначається залежністю и вш - к2 р, W Др/Д] Такий метод, крім переваги по відношенню до прямого способу виміру швидкості має й недоліки Одночасно з пдропотоком у спостережній свердловині існує хвиля тиску, амплітуда якої значно більше і змінюється по тому ж закону Інакше кажучи, виникає задача відокремлення пдропотока на фоні хвилі тиску До недоліків можна віднести також квадратичну залежність амплітуди вихідної напруги датчика тиску від амплітуди зондуючого сигналу Для визначення Кпр доцільно використати таке явище пдропоток, що увійшов усередину свердловини, змінює об'єм рідини, яка заповнює свердловину, на величину AV, що призводить до змінення положення рівня рідини на величину Ah та гідростатичного тиску на ДРГ Цей фізичний процес може бути використаний для непрямого визначення Vnr, а, як наслідок, і Кпр де кг - коефіцієнт перетворювання із розмірністю [мкВ / Па] Підставивши значення Р, одержимо де R - коефіцієнт пропорційності, R = ЮОПа/см, Ah - змінення рівня рідини у свердловині (см) Через те, що Ah = AV / SBK де SBK - площа внутрішнього перетину колони, то з наведених залежностей будемо мати nk AV= £SnepT/2' R Отже •у LS n e p RT/2 Позначивши SBK / £ Snep - У та підставивши 2 значення Vnk У рівняння (2) одержимо К пр = У1 Ч ^г "ТППТТ ДрТдї При використанні для виміру перемінного гідростатичного тиску п'єзокерамічного датчика вих 2 г отримаємо Де кг - коефіцієнт перетворювання із розмірністю [мкВ Па] Підставивши значення ДРГ, одержимо *, К-ПГЇ = « TiRT/2k2 Позначивши одержимо тт Др/ДІ УіЧ остаточно (5) Виразивши приріст об'єму рідини у свердловині через приріст рівня рідини AV = Ah SBK, одержимо Позначивши Ті'Р^2 Ті 13 14 50783 розмістити поза зоною перфорації і також скомпеj2 Ah нсувати сигнал від хвилі тиску, то при цьому реалізується другий метод вимірювання швидкості пдПідставивши значення Vnk У рівняння (2) одерропотоку по ЗМІНІ гідростатичного тиску у рідині, жимо що заповнює свердловину Технічна реалізація K-np - T J Т / 2 д р / Д 1 третього методу полягає у використанні ультразвукового рівнеміра, який опускається на кабелі до При використанні рівнеміра його вихідна нарівня, близького до дзеркала рідини, заповнюючої пруга визначається залежністю свердловину U B H X = k 3 Ah Відбитий від поверхні сигнал на базі десятків де кз - коефіцієнт перетворення з розмірністю сантиметрів, дозволяє реєструвати перемінне змі[мВ / мм], отже нення рівня до значення менш міліметра Використання лазерного рівнеміра збільшує базу виміру np Yi Т/2 кз Ар/АІ та одночасно підвищує чутливість методу Можна прогнозувати, що у подальшому вико3 ристання лазерного рівнеміра для виміру парамеПозначивши ^ ' трів пдропотоку може виявитися найбільш переОстаточно одержимо важним . Ah Як вже відмічалося, для останнього методу використовується апаратура пдропрослуховуванСлід зазначити, величини ДРГ і Ah при одному ня, доповнена демодулятором, фільтром низької й тому ж пдропотоці можна збільшити шляхом частоти та реєстратором Висновки про чутливість приєднання до верхньої частини колони, на усті методу пдропрослуховування для виміру пдропосвердловини труби меншого діаметру, заповненою току вимагають експериментальної перевірки рідиною Таким чином, при наявності гідродинамічного Розглядаючи можливі методи непрямого вимізв'язку свердловина - проникний пласт, дія низькору величини змінного пдропотоку, що визваний частотних коливань високої енергії призводить до дією зондуючого сигналу слід вказати на відомий появи пдропотока, який при достатньому градієнті процес з'явлення високочастотних коливань, винитиску відстежується на значних відстанях від місця каючих у рідині, при проходженні и через вузькі збудження отвори На цьому явищі базується метод пдропроМожливість реєстрації змінного пдропотоку у слуховування Виходячи із отриманих даних цього сусідній спостережній свердловині підтверджуєтьметода, можна стверджувати, високочастотні кося результатами експериментальних досліджень ливання будуть промодульовані по амплітуді (і [9] при дії імпульсами тиску, що збуджуються в частоті) обвідною низькочастотного зондуючого опорній свердловині пневматичним джерелом сигнала Отож, використовуючи апаратуру пдроЕксперименти проводилися на ПОЛІГОНІ ВСЕпрослуховування із додаванням демодулятора, ГИНГЕО "Петушки" і на водозаборі "Виряй" м Віможна здійснити оцінку швидкості змінного пдрольнюс У першому випадку використовувалась потоку, а значить і проникності свердловина глибиною 180 метрів з відстанню між На закінчення вищевикладеного, можна конссвердловинами у межах від 14 до 108 метрів У татувати, існують значні технічні труднощі при видругому, глибина свердловини становила 50 меткористанні прямого методу вимірювання швидкості рів і відстань між свердловинами 28 метрів Коепдропотоку у діапазоні 1 мм/с та менше Із всіх мофіцієнт водопровідності тріщинуватих вапняків на жливих непрямих методів вимірювання швидкості ПОЛІГОНІ ВСЕГИНГЕО мав величину К т = 2800 + пдропотоку, а саме 1000 м2/доба, а на водозаборі "Виряй" водоносний по силовому тиску, що виникає при гальмугоризонт було представлено гравійно-гальковими 2 ванні пдропотоку перешкодою, відкладами з К т - 395м /добу При вимірі викориспо зміненню гідростатичного тиску у рідині, що товувалося джерело з об'ємом робочої камери 0,5 заповнює свердловину, літра і тиску 7МПа, а також високоточна система по зміненню рівня рідини у свердловині, реєстрації рівня води у свердловині на базі датчипо виникненню високочастотних модульованих ків ПДП-100, ПДП-1000 та дистанційного ультраколивань у рідині, що заповнює свердловину звукового рівнеміра конструкції ВСЕГИЕГЕО, що Доцільно використовувати перший з перелічезабезпечував точність виміру рівня - десяті частки них методів міліметру водяного стовпа При поодиноких діях У технічній реалізації метод достатньо проспневмоджерела в опорній свердловині, у спостетий, а за чутливістю не гірший за ІНШІ Крім того, режних свердловинах зареєстрована зміна рівня апаратура для цього метода може використовуваводи, що має характер періодичних, затухаючих у тись також при вимірах змінного гідростатичного часі коливань Період коливань по даним вимірів тиску становив від 15 до 25 секунд Амплітуда зміни рівЯк зазначено у способі, що заявляється, по ня при R = 14 метрів мала величину 3,2мм водянопункту 1 - вимірюють гідродинамічний потік шляго стовпа і 0,6 водяного стовпа при R = 105м хом використання двох рознесених по глибині Наведені данні мають відношення до свердприймачів тиску, один із яких знаходиться поза ловин полігону ВСЕГИНГЕО "Петушки" При ексзоною перфорації (а другий в зоні перфорації), при периментах на водозаборі "Виряй" змінення рівня цьому для компенсації напруги збуджуваної хвив спостережних свердловинах мало аперіодичний лею тиску провадиться віднімання сигналів прихарактер, при цьому початок процесу запізнювавймачів Слід додати, якщо обидва приймачі тиску 50783 16 15 ся по відношенню спрацювання пневмоджерела еквівалентна моделі V-подібноі посудини постійнобільш суттєво, ніж у першому випадку і становило го перетину, що заповнена рідиною, яка як відомо, величину від одиниць до десятків секунд є гідродинамічною коливальною системою При цьому частота коливань стовпа рідини визначена При інтерпретації отриманих результатів аввиразом тори публікації справедливо відзначають збуджуваний у опорній свердловині імпульс тиску при відсутності гідродинамічного зв'язку обсаджена свердловина-пласт має хвильоводний характер f = розповсюдження з малим коефіцієнтом затухання При максимальному значенні L = 108 + 108 + При наявності водопроникливого пласта розкрито105 = 321м, f = 3,9 10 1/с, Т = 25с, що у повній го перфорацією затухання на ДІЛЯНЦІ пласта різко мірі співпадає з результатами експерименту на збільшується, що пов'язано з перетіканням рідини ПОЛІГОНІ "Петушки" Така модель добре пояснює і із свердловини у пласт і збудженні у ньому сейсміаперіодичний характер змінення рівня у спостеречних хвиль і як відмічають автори "фільтраційних жній свердловині При експерименті на водозаборі хвиль тиску" Останній термін неточний, більш "Виряй" як відмічалося раніше коефіцієнт водокоректно, на нашу думку, було б назвати "фільт2 провідності має величину Rm = 395м /добу Вказараційних гідродинамічних хвиль" Як відомо, [10] у не значення майже на порядок менше ніж у перрідини можуть розповсюджуватись два основних шому випадку Якщо коефіцієнт водопровідності вида хвиль - акустичні (сейсмічні, звукові, ультрапропорційний проникності, то можна стверджувазвукові) та гідродинамічні, повертаючою силою ти, що проникнисть водоносного пласту на водоостанніх є сила ваги і сила поверхневого натяжінзаборі "Виряй" значно менша ніж на ПОЛІГОНІ "Пеня тушки" Зменшення проникності призводить до Прикладом таких хвиль можуть служити хвилі збільшення опору пдропотоку і внаслідок до понина плоскій поверхні рідини або внутрішні хвилі на ження добротності коливальної системи При вемежі розподілу двох рідин із різною густиною личині опору рівному критичному або більше криШвидкість розповсюдження збурень у просторі тичного коливальний процес переходить в таких хвиль, значно менше швидкості розповсюаперіодичний, що і було зареєстровано у даному дження акустичних експерименті Аналізуючи отримані результати проведених Слід відзначити, проникнисть продуктивних експериментів слід відзначити наступне зареєстпластів, як правило, низька і при її вимірах на реарований період коливань рівня у спостережній льних нафтових свердловинах пропонованим спосвердловині має величину від 15 до 25 секунд собом у більшості випадків у спостережній свердЯкщо припустити, що при цьому збуджувались ловині буде виникати змінний пдропотік з періодом низькочастотні акустичні хвилі тиску, то не можна власних коливань збуджених в опорній свердлопояснити механізм їх утворення Розглядаючи вині (отже у спостережній свердловині будуть рестовп рідини, що заповнює обсаджену свердловиєструватися змушені коливання) ну, як резонансну систему, яка має жорстку межу Одночасно з пдропотоком у проникливий розподілу на забої і вільну поверхню на усті сверпласт проходить хвиля тиску (хвиля пружних колидловини, то найбільший період власних коливань вань) Частка енергії, що йде на створення хвилі буде визначатися значенням тиску, значно менша ніж та, яка витрачається на 4Н створення пдропотоку, але її розповсюдження 1 с е к - Ст визначається законами розповсюдження пружних де Н - глибина свердловини у метрах, коливань Ст - швидкість трубної хвилі (хвилі Лемба) в Через те що із зниженням частоти коливань [м/с] затухання пружної хвилі зменшується, то урахоПри глибині свердловини h = 108м і Ст = вуючи використовуваний діапазон частот зондую1330м/с період пружних коливань становить 0,3с чого сигналу не вище одиниць Герц можна стверДві свердловини, пов'язані через водоносний джувати, що на базі вимірів декілька тисяч метрів пласт можна уявити моделлю V-подібноі резонанв зменшення амплітуди сигналу у точці прийому сної системи з двома вільними границями При виявиться не суттєвим Слід відзначити, у більшоцьому найбільший період резонансних коливань сті випадків нафтонасичений пласт характеризувизначається виразом ється пониженою швидкістю розповсюдження у 2L ньому пружних коливань порівняно у покриваючих породах, що може привести до зменшення витрат енергії за рахунок хвильоводного розповсюдження де L дорівнює сумі глибин двох свердловин та зондуючого сигналу відстані між свердловинами L = (108 + 108 + 105) метрів Другим сприятливим фактором реєстрації ВІДПОВІДНО наведеній залежності максимальне хвилі тиску у спостережній свердловині є повна значення періоду коливань буде дорівнювати 0,6с відсутність впливу колони та цементного каміння Очевидно при вказаних розмірах максимальний на проходження сигналу наднизької частоти з коперіод власних коливань акустичної системи вилекторського пласта у бурову рідину, що заповнює являється значно меншим ніж період коливань, свердловину який спостерігається у експериментах ВІДПОВІДНО пропонованого способу по п 1 у вуРозглядаючи коливальну систему, утворену зькій смузі частот, яка вибирається з урахуванням двома свердловинами, що перетинаються водоспектрального розподілу енергії коливань зондуюносним горизонтом, можна припустити, що вона чого сигналу, здійснюють приймання хвилі тиску 17 шляхом використання двох рознесених по глибині ідентичних приймачів тиску, при цьому провадиться складання сигналів від приймачів Вибір вказаної схеми виміру обумовлений необхідністю одночасною реєстацією і пдропотоку Тому що виміру підлягає низькочастотний сигнал, верхній діапазон якого обмежений одним Герцем, то рознесення приймачів по глибині на 20 ЗО метрів не позначається на фазовому зсуві (довжина хвилі сигнала значно більше вказаної відстані) і, внаслідок, складання сигналів від двох приймачів тиску підвищить відношення сигнал/шум Як відзначено у літературі [11] поклади вуглеводів створюють в середовищі фізико-геолопчну неоднорідність (аномалію), яка фіксується геофізичними методами Наприклад, при наявності у пласті колектору нафти густина в об'ємі покладу порівняно із рештою частини колектору насиченого водою зменшується на 0,05 - 0,1г/см3, а при наявності газу на 0,1 - 0,Зг/см3 Швидкість ПОВЗДОВЖНИХ сейсмічних хвиль у нафтогазонасиченому колекторі по даним роботи [12] у середньому на 17% менше швидкості у водоносних пластах за контуром покладу Іноді ця різниця сягає 27% Коефіцієнт поглинання у результаті насичення колектору вуглеводами збільшується від півтора до 14 разів Таким чином, характер насичення колекторів впливає на кінематичні та динамічні параметри розповсюдження у них пружних хвиль При цьому зміна насичуючого флюїда приводить до змінення швидкості повздовжніх та поперечних хвиль, останніх декілька більше ніж перших У цілому ці зміни мають величину порядку 15% У той же час зміна коефіцієнтів затухання повздовжніх та поперечних хвиль сягає декілька десятків і навіть сотень ВІДСОТКІВ Крім того, параметри пружних хвиль, що розповсюджуються у породах колектора також залежать від типу пористості та величини останньої, наприклад, із збільшенням пористості швидкість пружних хвиль зменшується В геофізиці широко використовується рівняння середнього часу, пропоноване М ВІЛЛІ, ДЛЯ визначення коефіцієнту міжзернової пористості Аналогічна залежність з урахуванням додаткових факторів існує для оцінки колекторів із вторинною пористістю Іншими словами, геофізичні методи дозволяють, використовуючі параметри пружної хвилі (хвилі тиску), яка пройшла через колекторський пласт і прийнятої у другій свердловині, що віддалена від точки збудження на ВІДОМІЙ відстані, визначити коефіцієнт пористості Як відмічено у заявляемому способі, пункт 2, по значенню амплітуд зондуючого та прийнятого сигналів хвиля тиску та затримки у часі між сигналами, з урахуванням відстані між опорною та спостережливою свердловинами визначають затухання та швидкість хвилі тиску, по яким розраховують пористість досліджуваного продуктивного пласта Визначити значення проникності та пористості за вказаною методикою, а також товщу продуктивного пласту і його простягнення між опорною та спостережною свердловинами (по відомим геофізичним методам) можна оцінити запаси родовища Це відмічено у пункті 3 заявляемого способу - по 50783 18 одержаним значенням проникності і пористості з урахуванням товщини досліджуваного продуктивного пласту і відстані між опорною та спостережною свердловинами, виконується оцінка запасів родовища Зробивши періодичні виміри вказаних параметрів, починаючи з етапу технологічного обладнання покладу із подальшим повторенням на етапі виробничої експлуатації, можна оцінити ступінь вироблення покладу у інтервалі простягнення кожного досліджуваного пласта, що дозволяє оптимізувати вибір тієї або іншої технології підвищення нафтовіддачі Як записано у пункті 4 заявляемого способу на етапі експлуатації родовища періодично міряють між тими ж самими свердловинами амплітуду та швидкість пробігання хвилі тиску у тому ж продуктивному пласті, по зміненню вказаних параметрів у часі, судять про ступінь вироблення покладу у інтервалі кожного досліджуваного пласту Можливість реалізації заявляемого способу показана на прикладі нижчеописаних технічних засобів, що забезпечують виконання вказаних операцій, у заданій часовій ПОСЛІДОВНОСТІ Для ілюстрації наведено графічний матеріал На фіг 1 наведена структурна схема провадження польових досліджень На фіг 2 схематично показаний генератор зондуючих сигналів разом із допоміжним обладнанням На фіг 3 наведена структурна схема пристрою приймання та реєстрації зондуючого сигналу На фіг 4 показана структурна схема пристрою приймання та реєстрації хвилі тиску і гідродинамічного потоку На структурній схемі проведення польових досліджень фіг 1 показані опорна свердловина 1, ділянка перфорації 2, проникливий пласт (колектор) 3, генератор зондуючих сигналів 4, пристрій приймання та реєстрації зондуючого сигналу 5, ЛІНІЯ зв'язку 6, спостережна свердловина 7, каротажний кабель 8, пристрій приймання та реєстрації хвиль тиску та гідродинамічного потоку 9, датчики тиску 10, 11 При цьому генератор зондуючого сигналу 4 та пристрій приймання та реєстрації зондуючого сигналу 5, розміщені на усті опорної свердловини 1, пристрій приймання та реєстрації хвилі тиску та гідродинамічного потоку 9 розміщено на усті спостережної свердловини 7, усередині якої на каротажному кабелі 8, на ДІЛЯНЦІ перфорації 2, встановлено датчик тиску 11, а поза вказаної зони - датчик тиску 10 ЛІНІЯ зв'язку 6 з'єднує пристрій приймання і реєстрації зондуючого сигналу 5 з пристроєм приймання та реєстацм хвилі тиску і гідродинамічного потоку 9 Варіант генератора зондуючих сигналів разом із допоміжним обладнанням 4 показано на фіг 2, де зображені робоча камера 12, впускний клапан 13, камера впускного клапану 14, випускний клапан 15, камера випускного клапана 16, датчик тиску у робочій камері 17, датчик рівня рідини 18, датчик відбитої хвилі тиску 19, з'єднуюча муфта 20, пропускні канали 21, випускні канали 22, штуцери (вводи високого тиску) 23, електропневмоклапан перший (ЕПК-1)-24, (ЕПК-2)-25, (ЕПК-3)-26, (ЕПК4)-27, (ЕПК-5)-28, блок керування 29, магістраль 19 високого тиску ЗО, ресівер перший 3 1 , ресівер другий 32, компресор 33, відсікач 34, ущільнюючі кільця 35 При цьому магістраль високого тиску ЗО з одного боку приєднана до компресора 33, а з другого боку через перший реверс 31 та електропневмоклапани 24, 25, 26, 27 підведена через штуцери (вводи високого тиску) ВІДПОВІДНО в камеру впускного клапану 14 та камеру випускного клапану 16 одночасно через штуцер 23 до робочої камери 12, а також через другий ресівер 32 і електропневмоклапан 28 магістраль високого тиску ЗО через штуцер 23 приєднана до робочої камери Датчик тиску у робочій камері 17, датчик рівня рідини 18, датчик відбитої хвилі тиску 19 підключені на вхід блоку керування 29, вихід останнього з'єднаний з електропневмоклапанами 24, 25, 26, 27, 28 На фіг 3 наведена блок-схема пристрою приймання та реєстрації зондуючого сигналу 5, де зображені датчик хвилі тиску 36, попередній підсилювач 37, фільтр 38, вихідний підсилювач 39, репстратор 40 При цьому датчик хвилі тиску 36 підключено на вхід попереднього підсилювача 37, вихід якого приєднаний до входу фільтра 38, вихід фільтра 38 приєднаний до входу вихідного підсилювача 39, вихід останнього одночасно підключений до реєстратору 40 та лінії зв'язку 6 На фіг 4 показана блок-схема пристрою приймання та реєстрації хвилі тиску та гідродинамічного потоку 9, де зображені каротажний кабель 8, датчик тиску перший 10, датчик тиску другий 1 1 , блок попередніх підсилювачів 41, блок фільтрів 42, блок вихідних підсилювачів 43, блок аналогоцифрових перетворювачів 44, індикатор 45, таймер 46, пристрій приймання рішення (ПЕОМ) 47 При цьому датчики тиску 10 та 11 підключені на вхід блоку попередніх підсилювачів 4 1 , останній через каротажний кабель 8 з'єднаний із входом блоку фільтрів 42, вихід якого поєднаний із входом блоку вихідних підсилювачів 43, вихід блоку вихідних підсилювачів одночасно підключений до індикатору 45 і блок аналого-цифрових перетворювачів 44, до останнього підключений таймер 46 і вихід каналу зв'язку 6 Вихід блоку аналогоцифрових перетворювачів 44 з'єднаний з пристроєм приймання рішення (ПЕОМ) 47 Процес вимірювань відбувається наступним чином (див фіг 1) ВІДПОВІДНО раніше наведених критеріїв провадиться вибір опорної свердловини 1, на усті якої розміщується генератор зондуючих сигналів разом із допоміжним обладнанням 4, а також пристрої приймання та реєстрації зондуючого сигналу 5 На спостережній свердловині, віддаленій від опорної по простяганню коле кто рсь кого пласта 3 на відстань L розміщується пристрій приймання та реєстрації хвилі тиску і гідродинамічного потоку 9 У середину спостережної свердловини 7 опускаються два датчики тиску 10 та 1 1 , один з яких розміщується у зоні перфорації 2, а другий поза нею За допомогою з'єднуючої муфти 20 пристрій збудження пружних коливань (див фіг 2) через фонтанну арматуру з'єднується із обсадною колоною свердловини Усе допоміжне обладнання розміщується поблизу устя свердловини Запускається компресор 33 і у магістраль високого тиску ЗО подається пові 50783 20 тря За допомогою блока керування 29 і (ЕПК-1) 24, (ЕПК-2) 25 подається тиск у верхню частину камери впускного клапана 14, а нижня частина камери впускного клапана 14 при цьому поєднується з атмосферою Впускний клапан 2 закривається і перекриває пропускні канали 21 Після цього за допомогою (ЕПК-3) 26 та (ЕПК-4) 27 верхня частина камери випускного клапана 16 поєднується з атмосферою, а у нижню частину подається тиск Відбувається відкривання випускного клапана 15 Через боковий ВІДВІД фонтанної арматури за допомогою магістралі із зворотним клапаном і ємності з рідиною (на кресленні не показані) відбувається заповнення свердловини рідиною Одночасно за допомогою компресора 33 відбувається заповнення робочої камери 12, першого та другого ресівера 3 1 , 32 стиснутим повітрям Поява рідини у відсікачі буде свідчити про повне заповнення свердловини рідиною Після ЧОГО за допомогою (ЕПК-3) 26, (ЕПК-4) 27 нижня частина камери випускного клапана 15 поєднується з атмосферою, а у верхню частину камери подається тиск Випускний клапан 15 закривається і перекриває випускні канали 22 При цьому внутрішня частина свердловини стане загерметизованою Датчик тиску у робочій камері 17 при підвищенні тиску до номінального виробить електричний сигнал, який поступить у блок керування 29, останній шляхом переключення (ЕПК-1) 24 і (ЕПК-2) 25 поєднає верхню частину камери впускного канала 14 з атмосферою, а в нижню частину підключить тиск Відбудеться відкривання впускного клапана 13 і стиснуте повітря з робочої камери 12 через пропускні канали 21 надійде у середину свердловини За рахунок різкого відкривання впускного клапана 13 (час відкривання одиниці мілісекунд) формується крутий перепад тиску, близький по енергетичним параметрам до ударної хвилі Перепад тиску потрапляє у рідину, що заповнює свердловину і розповсюджується в ній із швидкістю трубної хвилі С т Під ВПЛИВОМ СИЛОВОГО тиску на стовп рідини останній починає зміщуватись униз, в бік забою У подальшому швидкість зміщення поверхні рівня рідини буде уповільнюватись і в той момент, коли фронт хвилі тиску після відбиття на забої досягне дзеркала рідини, відбудеться зворотній рух стовпа рідини вверх Сигнал від датчика відбитої хвилі 19 поступить на блок керування 29, останній за допомогою ЕПК-1, ЕПК-2, ЕПК-3, ЕПК4 ВІДПОВІДНО 24, 25, 26, 27 закриє впускний клапан 13 і відкриє випускний клапан 15, тим самим робоча камера 12 ізолюється від внутрішньої порожнини свердловини, а остання через випускні канали сполучається з атмосферою Відбувається скидання високого тиску з свердловини, чим виключається гальмування стовпа рідини при його русі вверх Одночасно блок керування 29 за допомогою (ЕПК-5) 28 підключає ресівер 32 до робочої камери 12, котра заповнюється повітрям високого тиску із ресівера Датчик контролю рівня рідини 18 фіксує момент підняття стовпа рідини до рівня робочої камери 12, а потім, у момент повторного опускання рівня рідини, униз сигнал від датчика контролю рівня рідини 18 подається на блок керування 29, останній, за допомогою ЕПК-1, ЕПК-2, ЕПК-3, ЕПК-4 виконає закриття випускного клапа 21 50783 на 15 і відкривання впускного клапана 13 Відбувається повторна дія високого тиску на стовп рідини Слід зазначити, оскільки повторна дія відбувається синфазно з рухом стовпа рідини, то його ефективність вища першої Потім ЦИКЛ роботи генератора зондуючих сигналів повторюється у вищезазначеній ПОСЛІДОВНОСТІ КІЛЬКІСТЬ СИЛОВИХ ДІЙ на стовп рідини визначається потрібним рівнем зондуючого сигналу та технічними параметрами генератора зондуючих сигналів 4, ємністю робочої камери 12 і ресиверів 31, 32 Сигнал від датчика хвилі тиску 36, спущеного у свердловину через лубрікатор (на фіг не позначеного) пристрою приймання та реєстрації зондуючого сигналу 5 (див фігЗ) попадає на попередній підсилювач 37, а потім через фільтр 38 на вихідний підсилювач 39 З виходу останнього сигнал подається на реєстратор 40, у якості якого може використовуватись стандартний осцилограф з тривалою пам'яттю Використовуючи зареєстрований сигнал, оцінюють його параметри і, при необхідності, корегують величину тиску у робочій камері 12 генератора зондуючих сигналів 4 Одночасно сигнал з вихідного підсилювача 39 подається на ЛІНІЮ зв'язку 6 В залежності від умов проведення польових спостережень (відстані між опорною та спостережною свердловинами, наявність перешкод на місцевості та т інш ) використовується або кабельна ЛІНІЯ зв'язку, або радіоканал На усті спостережної свердловини 7 (див фіг 1) розміщений пристрій приймання та реєстрації хвиль тиску та гідродинамічного потоку 9, а у свердловину на каротажному кабелі 8 опущені два датчики тиску 10, 11, один з котрих знаходиться у зоні перфорації 2, а другий поза неї Зондуючий сигнал, який пройшов через колекторський пласт З, досягає спостережної свердловини 7 Сигнали з датчиків тиску 10, 11 (див фіг 4) подаються на блок попередніх підсилювачів 41, а потім через каротажний кабель 8, поступають на блок фільтрів 42, з фільтрів сигнали подаються на блок вихідних підсилювачів 43 Підсилені сигнали з виходу вказаного блоку поступають на індикатор 45 і одночасно на блок аналого-цифрових перетворювачів 44, де відбувається їх перетворення у цифровий код Одночасно у блок аналого-цифрових перетворювачів 44 поступають сигнали прив'язки у часі з таймера 46 і зондуючий сигнал з лінії зв'язку 6, для візуального контролю зондуючий сигнал відтворюється на індикаторі 45 Параметри зондуючого сигналу і приймальні сигнали, що поступили від датчиків тиску 10, 11 у кожному циклі вимірювань з прив'язкою у часі, у цифровому вигляді подаються із блока аналого-цифрових перетворювачів 44 на пристрій приймання рішення (ПЕОМ) Для програмного забезпечення обробки одержаної інформації використовується програмний комплекс, який складається із пакета програм, що забезпечують ввід початкової геофізичної інформації (параметри опорної та спостережливої свердловини, колекторського пласта, його геометричні та фізичні характеристики, дані прострілювальних робіт та інш), ввід початкової технічної інформації (параметри використаної апаратури, частотний діапазон, 22 динамічні характеристики, коефіцієнти перетворювання та ІНШІ дані), первинну обробку даних польових спостережень (вимір амплітудних та часових параметрів прийнятих сигналів, визначення градієнту тиску і швидкості гідродинамічного потоку), одержання розрахункових параметрів (швидкості повздовжної та поперечної хвиль у колекторському пласті), їхні коефіцієнти затухання, одержання основних параметрів - коефіцієнта проникності та пористості коле кто рсь кого пласта, оцінки запасів нафти у продуктивному пласті, створення банку даних про змінення параметрів кол е кто рсь кого пласта у часі на етапі промислової експлуатації поклада Таким чином, пропонований спосіб оцінки проникності гірських порід може бути реалізовано з використанням технічних засобів в указаному варіанті Використання динамічного процесу, що лежить в основі пропонованого вимірювання проникності, дозволяє суттєво скоротити час польових спостережень Окрім того, одержати інформацію про пористість, отож, оцінити запаси окремого продуктивного пласту і покладу у цілому Контроль за зміненням параметрів кол е кто рсь кого пласта у часі, на етапі експлуатації родовища дозволяє судити про ступінь виробки покладу в інтервалі досліджуваного пласта і тим самим оптимізувати процес підвищення нафтовіддачі Слід відзначити той факт, що збільшення відстані між свердловинами (опорною та спостережною), а також малі значення коефіцієнта проникності досліджуваного кол е кто рсь кого пласта, потребують збільшення градієнту тиску 3 точки зору можливості резонансного збудження коливань в опорній свердловині з амплітудою тиску декілька сот атмосфер і більше, принципових обмежень не існує, але конструкція опорної свердловини, може бути, вимагатиме деяких змінень, спрямованих на підвищення її механічної МІЦНОСТІ Джерела інформації, які використані при виявлені винаходу та складанні його опису 1 Ивакин В Н , Карус Е В , Кузнецов О Л Акустическеий метод исследования скважин Москва "Недра" 1978 2 Карус Е В , Кузнецов О Л , Файзулин И С Межскважинное прозвучивание Москва "Недра" 1986 3 Авторское свидетельство 1712926 МКИ G01V 1/40 Способ оценки проницаемости горных пород (прототип) Бюллетень изобретений №6 1992 4 Петрашень Г И , Молотков Л А , Крауклис П В Волны в слоисто однородных изотропных упругих средах Т 2 Ленинград Наука 1985 5 Смолянинова 3 И Изучение околоскважин ного пространства на основе использования кинематики и динамики гидроволн Диссертация на соискание ученой степени кандидата геол мин наук Москва Госуниверситет М В Ломоносова 1983 6 Авторское свидетельство 1253199 МКИ Е21В 43/ 00 Способ обработки призабойной зоны Опубликовано 1984 7 Балашканд М И , Андреев Ю Н , Козин В А , Бобылев В Я Техника и технология Обработки прискважинной зоны пласта импульсами давления Сборник "Прострелочно-взрывные и импульсные 23 виды работ в скважинах" Москва ВНИПИвзрывгеофизика 1989 8 Патент на винахід, Україна №23573 А МКИ G01V 1/40 "Спосіб обробки призабіиної зони пласта" Опублікований 02 06 1998 9 Беленький М С .Вольницкая Э М , Кашевич М С, Прилепский В П исследования распространения гидродинамических волн давления возбуждаемых низкочастотными пневмоимпульсными источниками в системе "скважина-пласт" Сборник "Прострелочно-взрывные и импульсные виды работ в скважинах" Москва ВНИПИвзрывгеофизика 1989 — 50783 24 10 Бреховских Л М , Гончаров В В Введение в механику сплошных сред Издательство "Наука" Москва 1982 11 Трофимчук А А , Мандельбаум М М , Пузырев Н Н , Сурков В С "Прямые поиски нефти и газа и их применение в Сибири" Геология и геофизика 1981 №4 с 3-15 12 Давыдова Л Н , Березкина В М "К обоснованию применения сейсморазведки для прямых поисков месторождений нефти и газа" Прикладная геофизика 1975 Вып 79, с 82-85 6. ФігЗ ДП «Український інститут промислової власності» (Укрпатент) вул Сім'ї Хохлових, 15, м Київ, 04119, Україна ( 0 4 4 ) 4 5 6 - 2 0 - 90 ТОВ "Міжнародний науковий комітет" вул Артема, 77, м Київ, 04050, Україна (044)216-32-71