RU2045082C1

RU2045082C1 - Method for determining permeable zones of geological media

Info

Publication number: RU2045082C1
Authority: RU
Inventors: Борис Иванович Кирпиченко
Original assignee: Борис Иванович Кирпиченко
Priority date: 1989-12-06
Filing date: 1989-12-06
Publication date: 1995-09-27

Abstract

FIELD: hydrodynamic analyses of nonuniformity of face zone of production and injection wells. SUBSTANCE: pressure pulse is created in injection well while differential acoustic mineral exploration and temperature measurement are made many times in measuring wells. Temperature is measured by centered and offcentered sensors. Functional dependences obtained are used to determine if column-cement ring-stratum-well system is uniformly permeable or not; temperature gage readings indicate direction of permeability vector. EFFECT: facilitated procedure.

Description

Изобретение относится к гидродинамическим исследованиям скважин и может быть использовано при оценке неоднородности призабойной зоны добычных и нагнетательных скважин. The invention relates to hydrodynamic studies of wells and can be used to assess the heterogeneity of the bottom-hole zone of production and injection wells.

Известен способ оценки времени распространения импульса давления по регистрации манометром [1]
Недостатком этого способа является невозможность оценки неперфорированных интервалов, изолированных колонной и цементным кольцом.A known method of estimating the propagation time of a pressure pulse by recording a manometer [1]
The disadvantage of this method is the impossibility of evaluating non-perforated intervals isolated by a column and a cement ring.

Известен способ оценки изменения давления за неперфорированной колонной по изменению плотности контактов цементного кольца, характеризуемый амплитудами продольной акустической волны [2]
Недостатком данного способа является непредусмотренность операции по оценке указанного времени распространения по различным направлениям от точки возбуждения.A known method of evaluating the change in pressure behind an unperforated column by changing the density of contacts of the cement ring, characterized by the amplitudes of the longitudinal acoustic wave [2]
The disadvantage of this method is the inappropriateness of the operation to assess the specified propagation time in various directions from the point of excitation.

Целью изобретения является повышение информативности способа. The aim of the invention is to increase the information content of the method.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом. The proposed method is implemented as follows.

В окрестностях возбуждаемой бурением (например, турбобуром) скважины производят измерения времени Т прохождения импульса давления от излучателя акустических колебаний, возбужденных с периодом 40 мс, на фиксированной базе до приемника (порядка 1 м для стандартного зонда АКИ-36-7) путем замеров в скважинах I, II и III. Возбуждаемая бурением скважина является источником импульса давления порядка 6 МПа (давление, создаваемое промывочной жидкостью). Распространяясь, фронт давления через некоторое время после начала бурения достигает скважин I, II и III, где ведутся измерения шумоакустическим прибором типа АКИ-36-7. Снижают эффективное давление за обсадной зацементированной колонной, что приводит к увеличению проницаемости приконтактных зон цементного кольца, характеризуемой уменьшением регистрируемого времени Т на базе зонда. In the vicinity of the wells excited by drilling (for example, a turbo-drill), the time T of the pressure pulse passing from the emitter of acoustic waves excited with a period of 40 ms on a fixed base to the receiver (about 1 m for the standard AKI-36-7 probe) is measured by measurements in the wells I, II and III. The well excited by drilling is a source of a pressure impulse of the order of 6 MPa (pressure created by the flushing fluid). Spreading, the pressure front, after some time after the start of drilling, reaches wells I, II and III, where measurements are made with an AKI-36-7 sound-acoustic device. The effective pressure behind the casing cemented string is reduced, which leads to an increase in the permeability of the contact zones of the cement ring, characterized by a decrease in the recorded time T at the base of the probe.

Регистрацию указанного времени производят путем периодически повторяемых замеров по стволу скважины. При этом движение прибора создает некоторый уровень добавочных флуктуаций. Однако это повышение одинаково для всей скважины и поэтому ошибка отсчета времени вступления импульса давления носит систематический характер и может быть исключена в разностных значениях измеряемого показателя (в приращениях относительно выбранного опорного значения). Registration of the specified time is carried out by periodically repeated measurements along the wellbore. In this case, the movement of the device creates a certain level of additional fluctuations. However, this increase is the same for the entire well, and therefore, the error in the countdown of the pressure pulse arrival time is systematic and can be eliminated in the difference values of the measured indicator (in increments relative to the selected reference value).

Повторяемые замеры по стволу позволяют отсчитать время Т, характеризующее проницаемость, с погрешностью разности времени повторных замеров (в нашем примере 0,5 ч). Repeated measurements along the barrel allow us to count the time T, characterizing the permeability, with an error in the difference in time of repeated measurements (in our example, 0.5 h).

В случае установленного в соседних скважинах фактов долговременного радиального потока от соседних нагнетательных скважин (например, по аномально высокой температуре) производят определение направления на скважину, являющуюся основным источником потока (скважина IY), путем возбуждения импульса в скважине, расположенной в направлении наибольшего вектора в исследуемом пласте, и регистрации изменений параметра времени Т в скважине II описанным выше способом. In the case of facts of long-term radial flow from neighboring injection wells established in neighboring wells (for example, by an abnormally high temperature), the direction to the well, which is the main source of flow (well IY), is determined by generating a pulse in the well located in the direction of the largest vector in the studied formation, and recording changes in the time parameter T in well II as described above.

Кроме этого, предварительно производят операцию оценки направления градиента потока в исследуемой скважине (в данном случае в скважине II) путем повторных замеров термометром, один из которых выполнен нецентрированным датчиком на стенке, а другой центрированным. При градиенте температуры порядка 4^оС на 100 м в области скважины (от выполнения нагнетания) градиент на диаметре реальной скважины составит порядка 0,01^оС и даже несколько больше в связи с потоком тепла со стороны нагнетания (в условиях скважины II разность между температурой в пласте 770-830 м по соответствующим диаграммам составляет порядка 0,03^оС). Направление оценки в наклонной скважине при этом возможно с наибольшей точностью в случае прихода потока со стороны лежащего бока скважины. По данному примеру источник горизонтального потока найден в 200 м от скважины IY. Таким образом, регистрируемый АКЦ-36-7 параметр проницаемости хорошо отражает факт ее изменения при изменении давления в окрестности скважины и может быть использован для оценки пространственного положения направления потока в пласте при одновременном наблюдении в нескольких скважинах.In addition, a preliminary operation is performed to assess the direction of the flow gradient in the well under study (in this case, in well II) by repeated measurements with a thermometer, one of which is made by an off-center sensor on the wall, and the other centered. When the temperature gradient of the order of 4 ^{° C} per 100 m in the well region (from performing discharge) gradient on a real borehole diameter will be about 0.01 ^{° C} and even somewhat longer due to heat flow from the discharge side (under II wells difference between the temperature 770-830 m in the formation of the corresponding diagrams of the order of 0.03 ° ^C). In this case, the direction of assessment in an inclined well is possible with the greatest accuracy in case of flow arrival from the side of the lying side of the well. In this example, a horizontal flow source was found 200 m from well IY. Thus, the permeability parameter recorded by AKTs-36-7 well reflects the fact that it changes when pressure changes in the vicinity of the well and can be used to estimate the spatial position of the flow direction in the formation while simultaneously observing in several wells.

Экономический эффект связан с сокращением времени на исследование скважины и повышением информативности способа. The economic effect is associated with a reduction in time for well research and an increase in the information content of the method.

Claims

METHOD FOR DETERMINING PERMEABLE ZONES OF GEOLOGICAL MEDIA, including the formation of a pressure pulse in the studied formations and repeated conducting of differential acoustic logging in wells with a probe, characterized in that, in order to increase the information content of the method, a pressure pulse is formed in the injection well, and differential acoustic logging is carried out by in at least two measuring wells, thermometry of measuring wells is additionally carried out by centered and non-centered sensors, based on the obtained functional dependences of the travel time of the elastic wave on the basis of the probe on the time and depth of immersion of the probe, the heterogeneity of the permeability of the column-cement-ring-formation-well system is judged, and the direction of the permeability vector is determined by the readings of the thermometers.