tezisu

УДК 622

МЕДНО-КОЛЧЕДАННЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Хайбуллин А.Р.

Российский геологоразведочный университет им. Серго Орджоникидзе, г. Москва, Россия

Колчеданные месторождения – залежи сернистых (сульфидных) соединений металлов в недрах Земли, имеющие промышленное значение. Разделяются на серно-колчеданные, медно-колчеданные и полиметаллически-колчеданные месторождения. В рудах серноколчеданных месторождений преобладают сульфиды железа – пирит, пирротин, марказит. В рудах медно-колчеданных месторождений, кроме того, присутствуют минералы меди – халькопирит, борнит, халькозин. В рудах полиметаллически-колчеданных месторождений находятся минералы цинка и свинца, а также барита, иногда гипса.

В данной работе рассматриваются общие характеристики медноколчеданных месторождений находящиеся в Республике Башкортостан. В России разведаны и готовятся к освоению 30 медных объектов, одним из этих крупных месторождений является Подольское (Хайбуллинский район). Руды месторождения по составу относятся к трем разновидностям: медноколчеданные со средним содержанием меди 2,28 %, медно-цинковые колчеданные с 2,44% меди и серно-колчеданные, содержащие 0,24% меди

[2].

Рудной базой Учалинской обогатительной фабрики являются медные и медно-цинковые руды Узельгинского месторождения, медно-цинковые руды Учалинского и Молодежного месторождений и руды Талганского, Западно-Озерного и Султановского месторождений.

Общий вывод данной работы состоит в том, что месторождения медно- цинково-колчеданной формации на различных участках одного и того же месторождения могут существенно различаться по составу и технологическим свойствам. Например, минеральный состав руд Учалинского, Молодежного и верхних рудных тел Сибайского и Узельгинского месторождений характеризуется как сфалерит-халькопирит- пиритовый. Сульфиды меди в них представлены халькопиритом.

Литература

1.Р.А. Ягудин, Ю.Р. Ягудина, Е.А. Емельянико, Технологические решения при переработке медно-колчеданных руд, Горный журнал,2014, №7

2.А.П. Ставский, Минеральное сырье: от недр до рынка, - Т.2, М.: Научный мир, 2011, с. 169.

Хайбуллин А.Р., 2014 г.

82

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЯ СКВАЖИН

Исламов Д.Ф.

Башкирский государственный университет, г. Уфа, Россия

Гидропрослушивание заключается в изучении особенностей распространения возмущения в пласте между различными скважинами. Для этого в одной из скважин, называемой возмущающей скважиной, изменяют режим работы; это может быть остановка скважины, ее пуск в работу с постоянным дебитом или изменение забойного давления и дебита. После создания импульса в возмущающей скважине наблюдают за изменением давления в соседних реагирующих скважинах. Совершенно очевидно, что изменение давления в реагирующих скважинах обусловлено как импульсом в возмущающей скважине, так и параметрами пласта в направлении каждой реагирующей скважины. Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения.

Целью нашей работы было разработать математическую модель, которая позволит получать и визуализировать решение прямой задачи для давления в возмущающей и реагирующей скважинах, в зависимости от параметров пласта и скважины.

В пространстве изображений Лапласа получено аналитическое решение:

где

- изменение давления в реагирующей скважине (в изображении Лапласа), - дебит в возмущающей скважине (в изображении Лапласа),

r – расстояние до реагирующей скважины, rw – радиус возмущающей скважины, K0, K1 - функции Бесселя 0-го и 1-го порядков, s - параметр преобразования Лапласа, - коэффициент пьезопроводности, -

коэффициент гидропроводности, Cs - параметр влияния ствола скважины в

возмущающей скважине.

83

Для обратного перехода к оригиналу решения используется численное обращение преобразования Лапласа с помощью алгоритма Стефеста. На основании полученного решения задачи разработана диалоговая компьютерная программа для получения модельных кривых изменения давления в возмущающей и реагирующей скважинах.

Выводы:

1.Разработана математическая модель для расчета поля давления в возмущающей и реагирующей скважинах для ГДИ по технологии гидропрослушивания. Достоверность расчетов подтверждена путем сравнения с известными аналитическими решениями в частных случаях.

2.Данная модель и диалоговая программа использовались при планировании ГДИ методом гидропрослушивания на одном из месторождений Республики Татарстан.

3.Математическая модель будет использоваться в Системе обработки ГДИ Гидрозонд для обработки данных гидропрослушивания методом нелинейной регрессии.

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ИНТЕРВАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ ПРОБЕГА ЗВУКА НА ОСНОВЕ НЕЙТРОННОЙ ПОРИСТОСТИ

Гафуров А. И.

Башкирский государственный университет, г. Уфа, Россия

Практически все "старые" объекты месторождений в Башкирии уже выработаны и характеризуются высокой степенью обводненности. Те "старые" структуры, которые были выделены ранее и разрабатывались до сих пор, исчерпали свои запасы. Теперь идет поиск новых, пропущенных горизонтов и новых объектов, на которые раньше не обращалось внимания,

икоторыми раньше никто не занимался. Поэтому сейчас стоит задача уточнить "старые" структуры (расширить границы), выделить новые структуры по данным сейсморазведочных работ.

Для того чтобы сейсмики могли оконтурить новые структуры по результатам своих моделей, нужны геофизические параметры пластов: пористость, нефтенасыщенная толщина, коэффициент нефтенасыщенности

ит. д., а так же необходимо восстановить акустические свойства по всему разрезу месторождения. Это очень важная проблема, так как без интервального времени пробега звука невозможно строить сейсмические модели и структурные карты. В связи с этим, цель моей работы - прогнозирование интервального времени пробега звука.

Мной был проведен анализ 18 скважин Кальшалинского месторождения. Из них в 12 скважинах были спрогнозированы синтетические кривые АК с высокой долей достоверности (рис. 1).

84

Для оценки качества полученных результатов и вычисления коэффициента достоверности псевдо акустических кривых, по пяти горизонтам были построены зависимости АК=F(Кп_ак) и

АК=F(Кп_нк) (Рис. 2).

Рис. 1. Зависимость АК=F(Кп) на Кыновском горизонте

Рис. 2. Планшет скв. 105ИСМ со сравнением синтетической и истинной АК

Литература

1.Сковородников И.Г. Геофизические исследования скважин: Курс лекций. - Екатеринбург: УПТА, 2003. 294 с.

2.Ларионов В.В. Радиометрия скважин.М.: Недра, 1969. 328с.

3.Руководство пользователя системы «ПРАЙМ». Уфа, 2013

4.Подсчет запасов нефти и газа Кальшалинского месторождения за 2010 г. Тема № 2094,с. 291.

85

DEFINITION OF CRITERIA FOR IDENTIFICATION OF PRODUCTIVE INTERVALS IN THE BAZHENOV FORMATION ACCORDING TO THE WELL LOGGING DATA PROCESSING

Nafikova R.A.

Bashkir State University, Ufa, Russian Federation

Decrease of conventional oil reserves is forcing oil companies to pay more attention to alternative sources of hydrocarbons of the oil and gas. One of them is Bazhenov Formation due to a large number of mineral reserves. The Formation is in depths over 2 kilometers and it is distributed in more than one million square kilometers

Bazhenov Formation features:

•Uneven distribution of wells in a field with high initial flow rate. However, the difference of flow rate could be two orders - from the first tons per day to several hundred per day.

•Wells with oil inflow are characterized by elevated temperatures (95 -

130 є C) and abnormally high reservoir pressure, which may bigger than the hydrostatic in 1.8 times. Because of these, it leads to an automatic breaking fluid and the formation, and it leads an increase in pressure/

•Significant increase of production rates following after hydraulic fracturing (HF);

•Sufficiently sharp decline of flow rate: during the year it could be decreased for flow rate order.

The research work is associated with shale oil of Bazhenov Formation on example of Black field (6 wells) in Western Siberia (Russian Federation). According to the inflow data and well logging, we have got mutual features for reservoir identification. There are:

•Relative minimum of gamma-ray logging

•Relative maximum of neutron gamma logging (thermal neutron)

•Relative maximum of travel time (min DT)

The Bazhenov formation is a good way of nonconventional recourses due to a large number of mineral reserves. Also the disadvantage of shale oil is short time of high flow rate which is a problem all over the world. Moreover, it needs more proper explorations because these techniques are not widely available of Russian petroleum area.

86

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЕРМОМЕТРИИ ПРИ ДИАГНОСТИКЕ РЕЖИМОВ ТЕЧЕНИЯ В ПЛАСТЕ С ГРП

Акчурин Р.З.

Башкирский государственный университет В настоящее время очень активно используется многостадийный ГРП. В

результате в пласте могут возникать участки с различными режимами течения. В интервале с ГРП наблюдается линейный приток, в невозмущенной зоне - радиальный. Для диагностики режимов течения могут применяться гидродинамические исследования, но они не эффективны в случае нескольких интервалов притока. Термометрия не обладает таким недостатком, можно диагностировать режимы течения для многопластовых систем.

Температура на забое при линейном режиме изменяется следующим образом:

Расчеты показали, что температура при линейном режиме потока изменяется медленнее, чем при радиальном (рис.1).

Так же были получены диагностические признаки. Для радиального

Рис. 1. Изменение температуры на забое скважины со временем

зависимость.

87

УДК 550.3

РАСЧЕТ УСЛОВИЙ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ

Абдрахимова В.И.

Башкирский государственный университет, г. Уфа, Россия

Проблема гидратообразования актуальна преимущественно в системах добычи, транспортировки и хранения традиционных углеводородов. При добыче сырья гидраты могут образовываться в призабойных зонах, стволах скважин, промысловых коммуникациях и магистральных газопроводах. Таким образом осложняют процесс исследования и эксплуатации скважины. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность.

Также газогидрат можно рассматривать как новый вид энергетического топлива, добыча которого не освоена на данный момент.

Природный газ, представляющий собой смесь различных компонентов (метан, этан, пропан, изобутан, азот, углекислый газ, сероводород и др.), в соединении с водой в определенных условиях образуют гидраты – твердые кристаллические соединения. Условиями образования являются равновесные давление и температура. Для различных составов природного газа равновесные условия гидратообразования существенно различаются. Особенно значительное влияние оказывают на равновесные давление и температуру такие компоненты как углекислый газ и сероводород. Чем выше молярное содержание этих газов, тем сильнее равновесные условия отличаются от значений для метана, основного компонента природного газа. Для инженеров разработчиков важно иметь простой программный продукт, позволяющий для любого состава газа оперативно определять условия образования гидрата. Их определение проводится несколькими методами.

В данной работе рассмотрен метод Пономарева. Разработана программа, производящей расчет зависимости температуры от давления Данный метод описывает приближенные аналитические зависимости на основе анализа экспериментальных данных. Расчет производится с учетом молярной концентрации компонент, содержащихся в природном газе, парциальных плотностей изучаемого газа, при известной температуре.

Литература

1.Зотов Г.А., Алиев З.С. «Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин», 1980

2.Yuri F. Makogon «Hydrates of Hydrocarbons»

3.Истомин В.А. «Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти», 1990

4.Варгафтик Н.В. «Справочник по теплофизическим свойствам газов

ижидкостей»

ÓАбдрахимова В.И., 2014 г.

88

МОДЕЛИРОВАНИЕ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИНЫ СВАБИРОВАНИЕМ

Акчурин Р.З.

Башкирский государственный университет, Уфа, Россия

Большие объемы гидродинамических исследований выполняются при освоении скважин после бурения и ремонтных работ. Традиционные ГДИ при освоении скважин свабом и компрессором не позволяют определить ряд важных параметров. В НПФ Геофизика разработан специальный модуль МГДИ-54 для получения качественных КВД. Этот модуль используется на практике. Для разработки алгоритмов обработки данных необходима математическая модель изменения давления в пласте и стволе скважины применительно к технологии МГДИ.

Цель работы заключается в разработке математической модели для описания нестационарного поля давления в пласте.

При свабировании по мере снижения забойного давления начинается приток пластового флюида в ствол скважины. Проводить геофизические исследования в интервале продуктивных пластов с использованием дистанционных приборов в этот период невозможно.

Суть метода в последовательной смене режима работы скважины. По кривой притока и восстановления давления пласта во времени определяют характеристики пласта.

Рис. 1. Изменение давления в скважине, зарегистрированное автономным манометром

89

Большим плюсом данного способа исследования является то, что насосно-компрессорная труба перекрывается пакером не на устье, а ближе к забою скважины, в результате чего наблюдается более быстрая регистрация кривой восстановления давления, а также уменьшается влияние ствола скважины из-за малого объема подпакерного пространства.

Была написана программа для моделирования КВУ и КВД по данным свабирования и по предполагаемым характеристикам пласта.

Рис. 2. Изменение давления в скважине

По имеющимся данным смоделированы КВУ и КВД с заданной длительностью (рис. 3)

Рис. 3. Результат моделирования

90