Развитие технологий акустических исследований в нефтегазовых скважинах - страница 3

^ Рис. 3.4. Кавернозность и трещины. Рис. 3.5. Фрагменты наклонных трещин. Интервал 1989-1991 м Интервал 2019-2021 м

Закономерности развития и размещения зон субвертикальной и наклонной макротрещиноватости в общем виде формулируются следующим образом:

Если в низкопористой толще пород при бурении скважины формируются две (или несколько) разнесённых по глубине зон ВНЖ (зон ПН), то между соседними зонами ВНЖ неравномерно размещаются трещинные зоны и, в том числе, существуют две зоны, окаймляющие толщу и размещенные: первая – под верхней зоной, а вторая – над нижней зоной ВНЖ. Причём существуют две зоны трещиноватости, прилегающие и сверху и снизу к каждой из зон повышенных напряжений.

Используя эти закономерности, посредством только анализа данных комплекса ГИС в низкопористых толщах можно вести доразведку месторождений и выявлять неосвоенные потенциально продуктивные горизонты. Такие работы будут экономически оправданы, если промышленный приток дадут всего 5-10% скважин изученных месторождений.

Таким образом, анализом результатов разработки нефтяных месторождений, данных ГИС и САТ выявлены закономерности развития и размещения трещинных зон в низкопористых карбонатных толщах турне-фаменских отложений Соликамской депрессии.


Глава 4. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА И ГЛУБИНЫ ЩЕЛЕВОЙ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ


Щелевая гидропескоструйная перфорация (ЩГПП) – один из самых эффективных способов вскрытия пластов. В отличие от взрывных методов она обладает щадящим действием и не разрушает цемента, не деформирует обсадную колонну. Кроме того, ЩГП-перфорация позволяет снизить напряжённое состояние в прискважинной зоне пласта.

Эффективность ЩГПП существенно выше обычной кумулятивной и прочих взрывных технологий. При её выполнении в скважине образуются четыре глубоких щели, каждая высотой до 0,25 м, глубиной до 0,4 м, шириной – около 0,04 м [8. В итоге, продуктивный пласт оказывается связан со скважиной по поверхности образованных полостей. Этим достигается значительное увеличение площади связи скважины со вскрытым пластом.

В 1999 году разработан комплекс контроля качества ЩГПП: скважинный акустический телевизор (САТ), электромагнитная дефектоскопия (ЭМД) и волновой акустический каротаж с регистрацией средних амплитуд волнового сигнала.

Назначение САТ и ЭМД – контроль местоположения и количества резов. Определение глубины полостей щелевой резки ведётся посредством мониторинга состояния и свойств пород в околоскважинном пространстве до и после воздействия ЩГПП.

При применении этого комплекса разработчикам щелевых перфораторов и технологии ЩГПП удалось существенно усовершенствовать как перфораторы, так и технологию резки. Это повысило качество вскрытия пластов и, соответственно, выросли объёмы получаемых при освоении скважин дебитов нефти. Вскрытие пластов методом ЩГПП позволило в период с 1996 по 2000 гг. увеличить дебиты по скважинам в 5-50 раз [1, 8], с 2001 по 2002 гг. – в 2-80 раз [1, 15] и вовлечь в разработку недренируемые пласты.

На основе сопоставления данных акустического профилемера и регистрируемых до и после ЩГПП средних амплитуд ВС разработан способ оценки объёмности полостей резов ЩГПП и степени связи скважины с перфорированным пластом. На способ получен патент [20]. Преимущества способа – в возможности использования для оценки качества щелевой перфорации приборов АК широкого применения. В качестве иллюстрации возможностей метода представлены результаты контроля качества ЩГПП в скважинах №№ 248, 331 Уньвинской площади [8]. Глубина щелей превысила 40 см. Глубина щелей и качество ЩГПП были оценены по сравнительным измерениям средних амплитуд ВС до и после перфорации.

Выводы: разработан эффективный комплекс количественного контроля качества щелевой гидропескоструйной перфорации, включающий в себя контроль её глубины посредством мониторинга состояния околоскважинной среды по сравнительным измерениям средних амплитуд полного волнового сигнала до и после перфорации. Его применение способствовало совершенствованию технологии ЩГПП и повышению дебитов скважин в 2-80 раз.


^ Глава 5. РАЗВИТИЕ СОВРЕМЕННОЙ ТЕХНОЛОГИИ АКЦ

Одно из важнейших и объёмных направлений геофизических исследований скважин – акустический контроль цементирования (АКЦ) обсадных колонн при строительстве скважин и контроль состояния цементного камня (ЦК) за колоннами в ходе их эксплуатации. Аппаратурное и методическое обеспечение АКЦ эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин разрабатывалось сотрудниками институтов ВНИИГИС (г.Октябрьский) и ВНИИНПГ (г.Уфа) Прямовым П.А. (1978, 1979, 1986), Гуторовым Ю.А. (1960, 1981, 1989, 1994, 1995), Сулеймановым М..А. (1986, 1997) и др.

При строительстве скважин на территории Верхнекамского месторождения калийных солей (ВКМКС) применяются специальные конструкции крепления ствола скважин, в том числе, в интервалах:

1) надсолевых толщ – трёхколонные конструкции (кондуктор, техническая и эксплуатационная колонны);

2) солевых отложений – двухколонные конструкции (техническая и эксплуатационная колонны);

3) подсолевых и продуктивных отложений – эксплуатационная колонна.

Соответственно, назначение их следующее:

  1. кондуктора – исключение проникновения пресных вод в солевые толщи;

  2. технической колонны – обеспечение надёжной изоляции солевых толщ и их сохранности;

  3. эксплуатационной колонны – исключение заколонных перетоков воды как в подсолевые, так и в продуктивные толщи.

Поэтому при строительстве скважин на территории ВКМКС существует особо важная задача обеспечения надежного контроля цементирования кондуктора, технических и эксплуатационных колонн как одноколонных конструкций.

При эксплуатации скважин на территории ВКМКС существуют задачи: 1) контроля состояния цемента как за 1-ой (эксплуатационной), так и за 2-ой (технической) колоннами; 2) контроля состояния солевых толщ за двумя колоннами.

Соискателем, как самостоятельно, так и совместно с сотрудниками ВНИИНПГ (Маломожнов А.М., Перцев Г.М., Прямов П.А., 1988), выполнены специальные исследования по акустическому контролю скважин с двухколонными конструкциями. Задача исследований – разработка руководящего документа «Технология проведения исследований и интерпретации данных акустической цементометрии в кондукторах, технических и эксплуатационных колоннах при двухколонных конструкциях скважин» (Временные методические указания, ВНИИНПГ, г.Уфа, 1988).

С 1987 по 1998 гг. на территории Пермского края:

1) последовательно внедрены в комплекс исследований обсаженных скважин всё более совершенные виды двухзондовой аппаратуры АКЦ (ЦМГА-2, МАК-2 и МАК-3), отвечающие требованиям осесимметричности скважинного прибора и исследуемой обсадной колонны, что повысило уровень контроля качества цементирования колонн [1].

2) разработаны приёмы контроля цементирования двухколонных конструкций для оценки состояния контакта цементного камня с 1-й и 2-й колоннами [1].

Важный этап развития и совершенствования акустического контроля цементирования на территории Пермского края – внедрение разработанных с участием автора средств цифровой регистрации и обработки волновых сигналов (1990-2000 гг.). В результате операции определения параметров АКЦ при производственных и научных исследованиях перенесены с полевых условий в базовые. Тем самым обеспечена независимость оценок качества цементирования скважин от квалификации операторов полевой партии, многократно повышены их точность и качество, достигнута достаточная повторяемость заключений по АКЦ при обработке одних и тех же данных различными интерпретаторами [1, 9, 27].

Разработанная современная программа обработки волновых сигналов для контроля цементирования «ГИС-АКЦ» успешно внедрена на большинстве предприятий Западной Сибири и Восточно-Европейской части России, что существенно повысило уровень контроля цементирования нефтяных и газовых скважин и позволило поднять качество их строительства и ремонта [1, 5, 9, 27].

В ходе специальных исследований автором установлена эффективность спектрального анализа ВС для выявления второй свободной колонны через 1-ю свободную и определены критерии оценки состояния цементного камня за второй колонной через первую зацементированную колонну [1].

Установлено, что динамический диапазон современных регистраторов позволяет контролировать качество контакта на границе цемент-порода. Такая информация принципиально важна в случаях, если необходима гарантия надёжной изоляции водонасыщенных горизонтов надсолевой толщи от продуктивных пластов калийных солей и если существует возможность газовых перетоков за техколонной (кондуктором) в газовых скважинах. Пример – выявление участков неудовлетворительного состояния контакта «цемент-порода» за кондуктором скв.547 Сибирской пл. [1].

Одна из нетипичных задач АКЦ – контроль цементирования стеклопластиковых обсадных труб (СПОТ). Цель применения СПОТ – возможность контроля за обводнением нефтяных и газовых месторождений с помощью электрических и индукционных методов.

Проблема контроля цементирования СПОТ состоит в том, что волны по свободной колонне (Vспот=3300 м/сек) всегда накладываются на продольные и поперечные волны по породе.

Автором рассмотрено качество цементирования СПОТ в трех различных ситуациях: 1) полное отсутствие цемента за колонной; 2) плотный контакт цемента со стальной и пластиковой колонной; 3) контакт цемента и СПОТ на уровне частичного в большей части СПОТ [1].

Первый пример – скв. 589 Сибирской площади. Отсутствие цемента за колонной. На волновом сигнале наблюдаются волны по СПОТ и возможно построение их характеристик: времен пробега (305 мкс/м) и затуханий (0-10 дб/м) волны по СПОТ.

Второй пример – скв. 582 Сибирской площади. Плотный контакт цемента с колонной. По фазокорреляционным диаграммам продольных и поперечных волн фиксируется разрез пород башкирских отложений, отсутствуют волны по СПОТ, время пробега гидроволн в пределах 740+/-20 мкс/м.

При частичном контакте цемента и колонны (пример, скв. 589 Сибирской пл.) фазовые линии гидроволн неустойчивы – в разрывах и искажениях. Эта ситуация интерпретируется как частичный контакт цемента со СПОТ.

В 2001 году ОАО «Пермнефтегеофизика» выполнены опытные работы по контролю цементирования 4-х газовых скважин крупнейшего газового месторождения Западной Сибири - Заполярное. Цель работ – контроль качества цементирования газовых скважин по современной технологии. На компьютерном оборудовании ПФ «Севергазгеофизика» автором выполнена оперативная обработка данных АКЦ. По данным результатам в декабре 2001 года руководством Газпрома проведено специальное совещание, в соответствие с решением которого с 2002 по 2004 гг. контроль цементирования строящихся на Заполярном месторождении скважин выполнялся ОАО «Пермнефтегеофизика» [1].

В 2005 году соискателем предложен и впервые на территории ВКМКС выполнен контроль состояния солевых толщ за двумя колоннами (скв. 201 Шершневской пл.). В 2006 г. исследованиями ряда скважин подтверждена эффективность предложенного метода контроля целостности солевых толщ за двумя колоннами [1].

Таким образом, посредством разработки и внедрения современных технологий регистрации и обработки волновых сигналов повышена объективность заключений о состоянии цементного камня за колоннами при строительстве и эксплуатации скважин на территории Пермского края и Западной Сибири. Получено решение задач: а) акустического контроля цементирования нестандартных обсадных колонн (кондукторов, двухколонных конструкций, стеклопластиковых колонн); б) контроля состояния солевых толщ за двумя колоннами.


Глава 6. РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА

^ СКВАЖИННЫХ АКУСТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ


Любая современная технология акустических исследований скважин опирается на самую важную её составляющую – скважинные приборы. Между тем, до сих пор не сформулированы требования к основным характеристикам скважинных акустических приборов (рабочей частоте зондирования, допустимому отклонению прибора от оси скважины) с учётом скважинных условий. Основные приборные и скважинные факторы, которыми определяются стабильность, повторяемость, воспроизводимость акустических параметров, регистрируемых в открытом стволе и обсаженных скважинах – рабочая частота зондирования, диаметр акустических преобразователей, диаметр исследуемой скважины и степень его флуктуаций, устойчивость прибора на оси скважины.

Для оценки реальных возможностей скважинных приборов акустического каротажа автором разработан способ определения их эксплутационных качеств с учётом приборных (частоты зондирования, диаметров излучателей и приёмников) и скважинных (диаметра скважины) факторов и их подбора [1].

Условие качества акустического каротажа – осесимметричность прибора и скважины. Это условие обеспечивается жёстким центрированием скважинных приборов по оси скважины. Требуемая степень жёсткости центрирования для каждого конкретного прибора определяется частотой зондирования, диаметрами излучателей и приёмников прибора и диаметром скважины.

Рассмотрено влияние этих трех факторов на качество регистрируемых параметров АК разными видами приборов.

Для оценки этого влияния введено понятие допустимого предельного смещения (ДПС) прибора. ДПС взято равным 1/8 длины волны сигнала в скважинной жидкости. ДПС=λ/8=200/fр, где fр – рабочая частота прибора в герцах.

Для сравнительной оценки характеристик устойчивости любого АК-прибора для исследований скважин конкретного диаметра введено понятие формфактора Ff. Ff – параметр, учитывающий взаимосвязь ДПС, dскв и dср, где, dср - полусумма диаметров излучателя и приёмника. Отношение Ff=(dскв - dср)/ДПС – формфактор.

Ff - эксплуатационная характеристика скважинного прибора. Чем меньше Ff прибора, тем меньше влияние колебаний прибора относительно оси скважины и изменений диаметра скважины на регистрируемые АК-параметры.

В открытом стволе (dскв = 215 мм) вычисленные значения Ff равны для МАК-2НЧ (dср = 85 мм) – 10.0 ед., для СПАК-6 (dср = 55 мм) – 21.4 ед.

В колонне (dвнутр = 129 мм) значения Ff равны для МАК-2 НЧ – 3.58 ед.; для АКШ-42 – 5.86 ед.; для МАК-2 ВЧ – 5.20 ед.; для МАК-42 – 12.6 ед.; для АКТАШ (dср = 30мм) – 16.3 ед. Исходя из этих данных, лучший по устойчивости регистрируемых параметров – МАК-2НЧ.

Достаточная устойчивость регистрируемых в скважинах диаметром более 200 мм параметров АК для ряда существующих приборов АК достигается при значениях Ff не более 10-11 единиц. Необходимая же устойчивость параметров АК, регистрируемых в открытых и обсаженных стволах скважин, достигается при значениях Ff не более 6 единиц [1].

Эти критерии служат для оценки применимости конкретного вида приборов в скважинах конкретного диаметра и их подбора для АК-исследований.

В открытом стволе даже при идеальном центрировании прибора зарегистрировать без искажений акустические параметры физически невозможно, поскольку нет скважины без какой либо деформации ствола (вертикальные и спиральные желоба, вывалы и каверны).

Для повышения точности определений интервальных времен и затуханий различных типов волн, регистрируемых аппаратурой АК, применяют 4-х зондовые скважинные приборы (например, компенсированный зонд).

В 1988 году автором предложен способ повышения точности определений кинематических и динамических характеристик различных типов волн при акустическом каротаже скважин.

Суть способа смещения состоит в том, что дополнительно к стандартно вычисляемой паре измерительных параметров – интервальных времён пробега dT и затуханий  (обозначим их dT1 и 1) вычисляется ещё одна пара тех же параметров (обозначим их dT2 и 2). Перед расчётом dT2 и 2 производится предварительное смещение по глубине масси­вов данных T1 и A1 относительно массивов T2 и A2 на длину базы измерения и рассчитываются новые значения кривых dТ2 и 2. Затем, как сред­ние между значениями dТ1 и dТ2 и 1 и 2, определяются уточнённые значения интервальных времен dТ и затуханий , а также разностные параметры δdТ= (dТ1 - dТ2)/2 и δ= (1 - 2)/2. Значения δdТ и δ – суть кривые погрешности определения стандартных параметров dТ1 и 1.

При применении способа смещения посредством корректировки измеряемых параметров за деформации ствола повышается точность измерений обычной двухзондовой аппаратуры, оценивается дефектность ствола скважины, выявляются интервалы скважин со спиральными желобами, делается оценка достоверности и качества первичных параметров (на искажения 1-ых вступлений, влияние дефектов ствола) и т.д.

Составлены алгоритмы расчётов интервальных времён пробега и затуханий Р и S-волн при смещении зондов и абсолютных погрешностей определений времён пробега и затуханий.

Приведены примеры практического применения способа в ряде скважин. Способ смещения позволяет учитывать и корректировать погрешности в определениях интервальных времен и затуханий из-за изменений диаметра скважины в кавернах и тем самым повышает точность измерений двухзондовой аппаратуры и расширяет ее возможности [1].

Таким образом, в ходе исследований разработаны алгоритмы и способы повышения качества регистрации данных акустических исследований. Они реализуются: а) применением скважинных приборов, удовлетворяющих условию оптимальных значений специального параметра – формфактора, учитывающего рабочую частоту, диаметры прибора и скважины; б) учётом влияния деформаций ствола на регистрируемые акустические параметры.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ


Основные результаты выполненных исследований сводятся к следующему:

1. Разработанными высокоразрешающими средствами цифровой регистрации и обработки волновых сигналов стандартных и новых акустических методов, данных акустического телевизора решены ряд научно-исследователь-ских задач и получены новые результаты о строении низкопористых продуктивных толщ, реализованы высокоэффективные технологии контроля состояния цементного камня и пород за колоннами.

2. Разработан и доведен до практического использования принципиально новый акустический метод изучения строения околоскважинного пространства – глубинное акустическое зондирование, обладающий в сравнении с акустическим каротажом большим охватом околоскважинного пространства. Он позволяет расчетом коэффициента радиальной неоднородности пород выявлять сложнопостроенные коллекторы и зоны интенсивной субвертикальной и вертикальной трещиноватости.

3. Создан комплекс методов выделения низкопористых коллекторов: акустический каротаж по приточным зонам (АКПЗ) с вычислением коэффициента приточности и глубинное акустическое зондирование (ГАКЗ) с вычислением коэффициента радиальной неоднородности пород в околоскважинном пространстве. Применением комплекса АКПЗ, ГАКЗ и акустического телевизора в карбонатных разрезах с высокой надёжностью выделяются низкопористые коллекторы и возможна их дифференциация на сложнопостроенные, кавернозные и трещинные коллекторы.

4. Установлены по снимкам акустического телевизора и результатам целевых испытаний низкопористых карбонатных толщ закономерности размещения трещинных зон. С использованием выявленных закономерностей специальной обработкой данных стандартного комплекса методов геофизических исследований скважин (профилеметрия, боковой и радиоактивный каротаж) возможно выделять в низкопористых разрезах потенциально продуктивные трещинные зоны и тем самым решать задачи доразведки и увеличения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений.

5. Разработан и внедрён в производство комплекс контроля качества щелевой гидропескоструйной перфорации, который, наряду с определением местоположения резов методами САТ и электромагнитной дефектоскопии, позволяет проводить эффективный контроль глубины щелевой гидропескоструйной перфорации по отношениям средних амплитуд полного волнового сигнала до и после перфорации.

6. Созданными средствами регистрации, обработки и интерпретации данных акустического контроля состояния цементного кольца за обсадными колоннами повышена эффективность контроля герметичности затрубного пространства при строительстве и эксплуатации нефтяных и газовых скважин на ряде месторождений Пермского края и Западной Сибири и решены некоторые исследовательские задачи контроля цементирования кондукторов, двухколонных конструкций, стеклопластиковых колонн.

7. Введён новый комплексный параметр – формфактор, учитывающий рабочую частоту, диаметры преобразователей прибора и скважины. Выбор для скважинных исследований акустических приборов с оптимальными значениями формфактора позволяет повысить качество акустических измерений. Учёт влияния деформаций ствола на регистрируемые акустические параметры также повышает качество акустических исследований.


^ Список основных опубликованных работ по теме диссертации

Монография

  1. Жуланов И.Н. Скважинные акустические исследования в гетерогенных средах. – Пермь: Пресстайм, 2006. – 144 с.

Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых журналах,

входящих в перечень ВАК (2001-2005)

  1. Губина А.И., Жуланов И.Н., Гиниятов Г.З. Влияние желобообразных нарушений стенок скважины на показания методов ГИС // Каротажник. Научно-технический вестник. – 1997, вып. 36. – С. 39-43.

  2. Жуланов И.Н., Семенцов А.А. Опыт применения цифровой регистрации и обработки волнового сигнала АК в ОАО «Пермнефтегеофизика» // Каротажник. Научно-технический вестник. – 1998, вып. 50. – С.110-112.

  3. Семенцов А.А., Жуланов И.Н., Белов С.В., Ташкинов И.В., Шумилов А.В. Требования к современным системам обработки и интерпретации материалов волнового акустического каротажа // Каротажник. Научно-технический вестник. – 1999, вып. 65. – С.40-43.

  4. Семенцов А.А., Жуланов И.Н., Белов С.В., Ташкинов И.В., Шумилов А.В. Развитие технологии обработки и интерпретации данных ВАК // Каротажник. Научно-технический вестник. – 1998, вып. 51. – С.29-32.

  5. Белов С.В., Жуланов И.Н., Семенцов А.А., Шумилов А.В. Опыт использования методики выделения приточных зон на месторождениях Пермской области // Каротажник. Научно-технический вестник. – 1999, вып. 67. – С.54 -57.

  6. Жуланов И.Н., Матяшов С.В. Выделение сложных коллекторов на площадях севера Пермской области // Геофизика 2000: спецвыпуск. – М., 2000. – С.82-84.

  7. Жуланов И.Н., Матяшов С.В. Оригинальный комплекс контроля щелевой перфорации // Геофизика 2000: спецвыпуск. – М., 2000. – С.138-139.

  8. Белов С.В., Жуланов И.Н., Ташкинов И.В., Шумилов А.В. Программа «ГИС-АКЦ» - эффективное средство контроля качества цементирования обсадных колонн скважин. // Каротажник. Научно-технический вестник. – 2002, вып. 93. – С. 90-94.

  9. Жуланов И.Н., Князев А.Р., Матвеева В.П. Опыт изучения низкопористых карбонатных коллекторов по ВАК // Каротажник. Научно-технический вестник. – 2002, вып. 107. – С. 95-103.

  10. Жуланов И.Н., Матяшов С.В., Воеводкин В.Л. О некоторой закономерности размещения зон трещиноватости в карбонатных разрезах севера Пермской области // Геофизический вестник. – 2004, № 5. – С. 6-9.

  11. Жуланов И.Н., Матяшов С.В., Воеводкин В.Л. Комплекс акустических методов для выделения множественной вертикальной и субвертикальной трещиноватости // Геофизический вестник. – 2004, № 6. – С. 7-10.

  12. Жуланов И.Н., Губина А.И., Гуляев П.Н. О деформациях горных горных пород и связанных с ними особенностях развития трещинных зон // Геофизический вестник. – 2005, № 7. – С. 13-16.

  13. Жуланов И.Н., Губина А.И., Гуляев П.Н. Деформации пород, их проявление в скважинах и влияние на показания методов ГИС // Геофизический вестник. – 2005, № 8. – С. 9-11.

  14. Жуланов И.Н., Крапивина Т.Н., Гуляев П.Н. Современная технология контроля качества щелевой гидропескоструйной перфорации // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. – 2005. – С. 38-42.

  15. Жуланов И.Н., Матяшов С.В., Воеводкин В.Л. К вопросу о закономерности размещения трещиноватости // Геология нефти и газа. – 2006, № 1. – С. 25-28.

Авторские свидетельства и патенты

  1. А.с. 970037. Обработка волнового сигнала (WSP): Программа для ЭВМ // Белов СВ., Ташкинов И.В., Жуланов И.Н. – РосАПО, 03.02.1997.

  2. А.с. 980433. Система обработки волнового сигнала (ГИС-Акустика): Программа для ЭВМ / Жуланов И.Н., Ташкинов И.В., Белов СВ., Шумилов А.В. – РосАПО, 13.07.1998.

  3. А.с. 2000610746. Определение качества цементирования скважин (ГИС-АКЦ): Программы для ЭВМ / Шумилов А.В., Жуланов И.Н., Белов СВ., Ташкинов И.В. – РОСПАТЕНТ, 16.08.2000.

  4. Патент 2174242. Акустический способ определения параметров объёмных полостей в околоскважинной пространстве перфорированной скважины / Матяшов С.В., Жуланов И.Н., Крысин Н.И., Опалев В.А.; Москва, РОСПАТЕНТ, 27 сент. 2001 г.


^ Статьи, материалы конференций

  1. Деревянко А.Г., Жуланов И.Н. и др. Выявление коллекторов сложного типа в верхне-девонских нефтегазонасыщенных рифовых массивах // Материалы 2 го семинара “Изучение рифогенных структур геофизическими методами”. – Пермь 1981. – С. 97-98.

  2. Ишмухаметов А.У., Черенюк Н.П., Жуланов И.Н. Применение скважинного акустического телевизора для исследований обсадных колонн // Труды НПФ «Геофизика», вып. II. – Уфа, 1981. – С. 72-77.

  3. Губина А.И., Жуланов И.Н., Гиниятов Г.З. Определение характера строения порового пространства карбонатных коллекторов по данным наклонометрии и скважинного телевизора в разрезах Пермского Прикамья // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений. – Пермь: Пермский гос. политехнический ин-т. – 1989. – С. 175-185.

  4. Жуланов И.Н. Новые аспекты использования скважинного акустического телевизора // Материалы Всерос. науч.-техн. совещ. «Применение геофизических методов при решении геологических, инженерно-геологических и экологических задач». – Пермь, 1994. – С. 34-38.

  5. Жуланов И.Н., Семенцов А.А. Опыт применения цифровой регистрации и обработки волнового сигнала АК и использование скважинного акустического телевизора в ОАО «Пермнефтегеофизика» // Материалы науч.-практ. семинара «Новые сейсмоакустические технологии исследования нефтегазовых скважин». – Тверь: АО НПЦ «Тверьгеофизика», 1997. – С. 54-57.

  6. Белов С.В., Жуланов И.Н., Семенцов А.А., Шумилов А.В. Опыт использования методики выделения приточных зон на месторождениях Пермской области // Материалы республ. науч.-практ. конф. «Состояние и перспективы использования геофизических методов для решения актуальных задач поисков, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. – Октябрьский: ВНИИГИС, 1999. – С. 301-305.

  7. Белов С.В., Жуланов И.Н., Ташкинов И.В., Шумилов А.В. «Программа ГИС-АКЦ» - эффективное средство контроля качества цементирования // Тезисы докл. науч. симпозиума «Новые технологии в геофизике». – Уфа: НПФ «Геофизика»», 2001. – С. 86-88.

  8. Носов В.Н., Жуланов И.Н. Изучение околоскважинного пространства с помощью геовизора // Труды Нижегородской акустической сессии. – Нижний Новгород, 2002. – С.153-155.

  9. Жуланов И.Н., Матяшов С.В., Воеводкин В.Л. Решение задачи выделения низкопористых карбонатных коллекторов на примере пл. Белая Пашня. // Материалы Международной науч.-практ. конф. «Перспективы развития геофизических методов в XXI веке». – Пермь, 2004. – С.65-70.

  10. Жуланов И.Н., Балдин А.В., Новосёлов Н.И., Носов В.Н. Новый геофизический метод выделения зон вертикальной и субвертикальной трещиноватости // Материалы Международной науч.-практ. конф. «Перспективы развития геофизических методов в XXI веке». – Пермь, 2004. – С. 60-64.

  11. Жуланов И.Н., Балдин А.В., Новосёлов Н.И., Носов В.Н. Полный комплекс акустических методов для выделения и оценки строения коллекторов в НПК-толще // Материалы науч.-практ. конф. «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». – Ханты-Мансийск, 2004, т. 2. – С.75-78.

  12. Жуланов И.Н., Балдин А.В., Новосёлов Н.И. Минимальный АК-комплекс для выделения сложных коллекторов в НПК-толще // Материалы науч.-практ. конф. «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» – Ханты-Мансийск, 2004, т. 2. – С.120-125.

  13. Гуляев П.Н., Жуланов И.Н. Результаты опытно-промышленного внедрения высокочастотного акустического дефектоскопа ВАД-М12 для оценки качества цементирования и технического состояния обсадных колонн на скважинах ООО «Лукойл-Пермнефть» // Материалы науч.-практ. конф. «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». – Ханты-Мансийск, 2004, т.3. – С. 38-45.

  14. Жуланов И.Н., Воеводкин В.Л., Гуляев П.Н. О закономерности размещения трещинных зон и возможности повышения нефтеотдачи действующих месторождений // Материалы науч.-практ. конф. «Передовые технологии строительства и ремонта скважин. – СПб: Недра, 2005. – С. 285-287.


9084056525984512.html
9084187519315053.html
9084329674600648.html
9084475871999327.html
9084587099073266.html