Исследование возможностей метода переходных процессов для задач геонавигации горизонтальных скважин

• Автор: Онегова, Елизавета Владимировна
• Шифр специальности: 25.00.10
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2011
• Место защиты: Новосибирск
• Количество страниц: 94 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
Глава 1. ВЫЧИСЛИТЕЛЬНАЯ СХЕМА ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ СИГНАЛОВ ЗОНДА ИНДУКЦИОННОГО КАРОТАЖА МЕТОДОМ ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ

1.1. Математическая модель

1.2. Вариационная постановка

1.3. Аппроксимация по времени

1.4. Аппроксимация по пространству с помощью прямоугольных конечных элементов

1.5. Аппроксимация по пространству с помощью шестигранных конечных элементов

1.6. Вычисление производных решения по параметру

1.7. Выводы и основные результаты
Глава 2. ВЕРИФИКАЦИЯ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОЙ СХЕМЫ
2.1. Однородная среда
2.2. Металлический стержень в однородной среде
2.3. Металлическая труба в однородной среде
2.4. Металлическая труба с медными и ферромагнитными накладками
2.5. Горизонтально-слоистая среда
2.6. Непрерывность нормальных компонент плотности тока
2.7. Выводы и основные результаты
Глава 3. АНАЛИЗ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ МЕТОДА ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ В ЗАДАЧАХ ГЕОНАВИГАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
3.1. Влияние металлической трубы на измеряемый сигнал
3.2. Чувствительность к границе, находящейся впереди зонда
3.2.1. Случай без корпуса прибора
3.2.2. Случай с корпусом прибора в виде стальной трубы
3.2.3. Случай с корпусом прибора в виде стальной трубы с медными и ферромагнитными накладками
3.3. Влияние горизонтальных границ
3.3.1. Случай без корпуса прибора
3.3.2. Случай с корпусом прибора
3.4. Чувствительность к горизонтальным границам
3.5. Чувствительность к латеральной неоднородности
3.6. Выводы и основные результаты
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ЛИТЕРАТУРА
ВВЕДЕНИЕ

Большое число нефтегазовых месторождений характеризуется сложными геологическими условиями (низкопроницаемые и тонкослоистые коллекторы, водоплавающие залежи1 с газовыми шапками) [17]: Бурение скважин с горизонтальным завершением позволяет [22, 51]:
- повысить продуктивность скважины за счёт увеличения1 площади фильтрации;
- продлить период безводной эксплуатации скважин;
— вовлечь в разработку пласты с низкими коллекторскими свойствами и с высоковязкой нефтью, а также плотные карбонатные пласты с системой естественных трещин;
— освоить труднодоступные нефтегазовые месторождения, в том числе в болотистой местности и в условиях моря.
Для проводки таких скважин необходима геонавигация [57, 67], которая заключается в определении местоположения скважины, и коррекции, направления бурения. На* основе информации, получаемой в процессе бурения, определяется расстояние от ствола скважины до покрышки и подошвы коллектора, а также водонефтяного и газонефтяного контактов и глинистых прослоев. Цель геонавигации: оптимизация траектории скважины для достижения её максимальной продуктивности. Своевременное изменение направления бурильной колонны позволяет, в* частности; предотвратить вскрытие водоносной части пласта или его газовой шапки. И' очевидно, что чем больше глубинность зондирований в процессе бурения, тем более точно осуществляется навигация, а значит эффективно проводится бурение.
Для принятия решений при геонавигации используют такие данные, как отклонение буровой колонны, параметры бурения (рывки, скорость проходки

с1(рсЬс. (2.2)
При произвольной зависимости плотности тока J{t) от времени

ЕАг,г,г) = | Е(т)Ес(г,гр-т)с1т.
(2.3)

Подставляя в (2.3) выражение (2.2), окончательно получаем
с1(рс1хс1т. (2.4)
Для плотности тока, определяемой (1.21), интегрирование по г выполняется
отлична от нуля.
На рис. 2.1 изображены графики временной зависимости погрешности численного решения, полученного с помощью разработанной схемы, относительно решения в квадратурах (2.4). Приведены результаты для трех значений удельного электрического сопротивления (УЭС) среды р: 5; 10; 50 Омм (р — величина, обратная электропроводности сг). Рис. 2.1а соответствует длине зонда Ь=1 м (расстояние между генераторной и приемной петлей), рис. 2.16 - длине зонда Ь=1 м. Радиус генераторной и приемной петли Л0 =0.085 м. Мы видим, что при Ь=1 м погрешность решения не превышает 0.2% во временном диапазоне 10'7-10‘2 с. При Ь=1 м погрешность не превышает 0.2% во временном диапазоне 10"6-10"2 с. Более низкая точность решения на ранних временах (10"7 с) при 1=7 м связана с очень малыми значениями ЭДС, наведенной в приемной катушке (рис. 2.2).
от 0 до тт(Г,?), поскольку только на этом временном интервале У'(г)