В. В. Климов, А. В. Шостак геофизические исследования скважин
 Скачать 7.18 Mb.
|
|
6.3 Особенности геофизических исследований эксплуатационных горизонтальных скважин Особенности геофизических исследований горизонтальных скважин связаны с расслоением многофазного потока в стволе скважины, формиро- ванием локальных потоков при использовании хвостовика с щелевидными отверстиями. Наибольшие проблемы возникают в горизонтальных сква- жинах с синусоидальным профилем. В них образуются газовые и водяные пробки. В процессе эксплуатации такой скважины имеет место эпизодиче- ское прекращение ее работы газом до тех пор, пока поток газа не преодо- леет газовую пробку. Расслоение потока по сечению скважины вызывает проблемы при использовании термометров, градиент-манометров, механических расхо- домеров. Для исследования расслаивающихся в горизонтальных скважинах потоков необходимо применение приборов ГИС-контроля нового поколе- ния. С этой целью разработаны и продолжают совершенствоваться конст- рукции многовертушечных расходомеров для измерения на разных уров- нях рассеченного потока, а также расходомеры с горизонтально располо- женными вертушками. Одним из перспективных направлений разработки и конструирования аппаратуры для проведения исследований в действую- щих эксплуатационных горизонтальных скважинах является разработка различного типа сканирующих устройств, способных изучать детальное строение расслаивающегося многофазного потока, особенно на границах перехода различных фаз. Особенности проведения ГИС в наклонно-направленных и гори- зонтальных скважинах в ОАО «Газпром» Для повышения эффективности наклонно-направленных скважин и скважин с горизонтальным окончанием стволов необходимы регулярные 192 исследования в процессе их эксплуатации. Основной особенностью иссле- дования работающих скважин является необходимость прохождения само- ходного исследовательского комплекса через насосно-компрессорные тру- бы. Поэтому диаметр движителя в сложенном состоянии не должен пре- восходить 50 мм, в то же время для движения в колонне ∅ 168 мм рабочий диаметр должен составлять не менее 150 мм. В дочернем обществе ОАО «Газпром» – ООО «Кубаньгазпром» (под руководством доц. Шоста- ка) разработаны несколько модификаций устройств доставки приборов в горизонтальную часть ствола работающей скважины (рис. 6.1). Рис. 6.1 Модификаций устройств доставки приборов в горизонтальную часть ствола работающей скважины Разработанные движители основаны на различных принципах – ко- лесный и гусеничный привод (УДП-1 и УДП-2, УДП-3), шаговые движи- тели с электромагнитной фиксацией (УДП-4) и с расклинивающимися экс- центричными кулачками (УДП-5). Комплекс спускается в работающую скважину геофизическом кабе- ле, по которому осуществляется управление комплексом и передаются данные от скважинного прибора. Фотография самоходного комплекса в сборе приводится на рисунке 6.2. Герметизация устья скважины осуществляется при помощи лубрика- торной установки с сальниковым уплотнением для геофизического кабеля. Скважина, также, оборудуется превентором для экстренного закрытия в аварийных ситуациях. 193 Рис. 6.2 Фотография самоходного комплекса Герметизация устья скважины осуществляется при помощи лубрика- торной установки с сальниковым уплотнением для геофизического кабеля. Скважина, также, оборудуется превентором для экстренного закрытия в аварийных ситуациях. Комплекс доставляется в наклонную часть ствола (зенитный угол ≈ 55 ° –60°) под собственным весом, далее в наклонно-горизонтальный уча- сток ствола работающей скважины при помощи движителя. Схема прове- дения исследований скважины самоходным исследовательским комплек- сом приведена на рисунке 6.3. На рисунке 6.4 приведены результаты ис- следования горизонтальной газовой скважины исследовательским ком- плексом с движителем УДП-4. Рис. 6.3 Схема проведения исследований скважины самоходным исследовательским комплексом 194 Рис. 6.4 Результаты исследования горизонтальной газовой скважины исследовательским комплексом с движителем УДП-4. Как видно из приведенных данных, на участке ствола скважины, где значение зенитного угла приближается к 90°, имело место увеличение по- казаний датчика водосодержания, давления, а также уменьшение до 0 по- казаний датчиков измерения скорости потока флюида и уровня шума. Это свидетельствует о наличии гидрозатвора на данной глубине. Получаемые данные ГИС позволяют принимать своевременные и обоснованные технические решения, повышающие эффективность работы горизонтальных скважин и месторождений в целом. Результаты внедрения комплекса на скважинах ООО «Кубаньгазпром» показывают, что стои- мость работ по проведению газодинамических исследований с использова- нием разработанного самоходного комплекса существенно ниже, чем при проведении работ с применением колтюбинговой установки или движите- лей импортного производства. 195 7. КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ И ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ Исследование эксплуатационных скважин проводят для определения забойных давлений при различных отборах жидкости, коэффициентов продуктивности или индикаторных кривых при нелинейной зависимости между отборами жидкости и снижением забойного давления, газовых фак- торов, обводненности нефти и содержания песка в извлекаемой из скважи- ны жидкости и других показателей. Эти данные необходимы для установ- ления технологического режима работы скважин, а также для определения таких параметров пласта, как проницаемости, пластовых давлений и дру- гих, необходимых для анализа процессов эксплуатации месторождения и выработки соответствующих мероприятий. Техника исследования скважин отличается некоторыми особенно- стями в зависимости от способов эксплуатации скважин. Фонтанные сква- жины исследуют двумя методами – при установившемся режиме работы скважины методом пробных откачек и по кривой восстановления забойно- го давления после остановки скважины. Пробные откачки применяют главным образом при исследованиях для определения продуктивной ха- рактеристики скважин и установления технологического режима их рабо- ты, а исследование по кривой восстановления забойного давления – для определения параметров пласта. Кроме того, в скважинах, вскрывших но- вые нефтяные пласты, отбирают глубинные пробы пластовой нефти для определения ее свойств (давления насыщения нефти газом, общей газона- сыщенности образца нефти, плотности нефти в пластовых условиях и др.). Отбор проб пластовой нефти и определение ее свойств необходимо перио- дически производить при последующей эксплуатации пласта для оценки возможных изменений свойств нефти Данные замеров, производимых при исследовании скважин, необходи- мо учитывать при последующем установлении норм отбора и технологиче- ского режима работы скважин. Забойные давления измеряют глубинными манометрами, опускаемыми на проволоке в НКТ. В некоторых случаях его определяют по замеру давлений в межтрубном пространстве на поверхности. В скважины, не подверженные пробкообразованию, НКТ спускают до сред- них отверстий фильтра, и тогда спущенный до башмака труб глубинный ма- 196 нометр непосредственно замерит забойное давление. Если же НКТ не дохо- дят до фильтра скважины, спуск глубинного манометра в большинстве слу- чаев ограничивается глубиной спуска фонтанных труб. Величину забойного давления можно определить по формуле: ср баш з L H P P γ − + = ) ( , где, Р баш – давление у башмака НКТ, МПа; Н – глубина скважины, м; L – глубина спуска фонтанных труб, м; ср γ – средний удельный вес газированной жидкости на протяжении от башмака труб до средних отверстий фильтра, г/см 3 Техника исследования фонтанных скважин следующая. Устье сква- жины оборудуют лубрикатором и другим оборудованием, необходимым для спуска глубинного манометра в НКТ исследуемой скважины. После этого приступают к исследованию скважины. Число режимов при исследо- вании принимают не менее трех. Сначала исследуют скважину на том ре- жиме, на котором она обычно работает и производят замер дебита скважи- ны. Одновременно с замером дебита нефти замеряют дебит газа и берут пробы жидкости для определения обводненности и cодержания песка. После снятия всех показателей данного режима изменяют режим скважины для получения второго и последующих режимов исследования. Изменения режима эксплуатации скважины достигают путем смены шту- церов. Диаметр штуцера рекомендуется менять в пределах не вызывающих резких скачков дебитов, так чтобы дебит при вновь установленном режиме не более чем на 20–30 % отличался от предыдущего. По полученным данным строят индикаторную кривую, показывающую зависимостьмежду дебитом сква- жины и снижением забойного давления в исследуемой скважине. По прямолинейным участкам индикаторных кривых можно опреде- лять коэффициенты продуктивности и коэффициенты проницаемости, ха- рактерные для пласта. При получении нелинейной зависимости между дебитом и депрессией забойного давления рекомендуется повторить исследование при более дли- тельных периодах работы скважины на каждом режиме и более тщательных замерах забойных давлений, так как возможное несоблюдение необходимых условий исследования может оказаться иногда причиной получения нели- нейной зависимости. Если же все-таки индикаторная кривая получится вы- пуклой, т.е. не будет иметь прямолинейного участка, то коэффициент про- 197 дуктивности не определяют. В этом случае проектируют режимы работы скважины и отборы из нее нефти непосредственно по индикаторным кривым – по данным того участка, по которому намечается работа скважины. Однако, скважины и с индикаторными кривыми, характеризующими нелинейную зависимость, могут быть в некоторой степени сравнимы меж- ду собой по продуктивности. Для этого проводят касательную к кривой в ее начальной точке. Эта касательная характеризует в известной степени продуктивность данной скважины в сравнении с касательной к кривой другой скважины. 7.1 Использование данных промысловой геофизики для контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений При контроле за разработкой месторождений углеводородов опери- руют с большим объемом геолого-геофизической и промысловой инфор- мации. При этом отдельные виды деятельности могут быть реализованы с использованием ЭВМ. Методики обработки зависят от типа отложений, свойств пластового флюида, назначения скважины (добывающая, нагнета- тельная, наблюдательная и т.п.), особенностей конструкции скважины, подземного оборудования, обводнения скважины и других факторов. К се- редине 90-х годов было разработано несколько систем автоматизирован- ной интерпретации, применяемых в промышленности. – в связи с разнообразием геологических и технологических условий измерений, системы интерпретации должны обладать большой гибкостью и использовать разнообразные подходы. Так, например, в системе «Прайм», ориентированной на нефтяные месторождения, предусмотрены следующие варианты интерпретации: – визуальная интерпретация, когда ЭВМ под контролем интерпрета- тора выполняет ряд технических операций (визуализация и преобразова- ние диаграмм, хранение данных, заполнение форм отчетности), использо- вание экспертной подсистемы, осуществляющей интерпретацию по при- знакам и правилам, соответствующим различным состоянием пласта и скважины; – практически полностью автоматизированная интерпретация с па- кетным режимом обработки информации. 198 7.2 Общие принципы организации автоматизированной обработки данных ГИС Общие принципы организации автоматизированной обработки дан- ных ГИС определяют следующие факторы: – большой объем информации, включающей, кроме интерпретируе- мых; – диаграмм, другие геофизические, а также технологические данные по скважине, по истории ее эксплуатации; – комплексность решаемых информационно-измерительной систе- мой задач (от хранения, преобразования и визуализации данных до собст- венно интерпретации, представления результатов и их вывода на внешние устройства в формах, требуемых заказчиками); – интерпретация непосредственно на скважине для оперативного использования промысловыми службами, например, для выбора меро- приятий капитального ремонта скважины, перфорации колонн и т.п. 7.3 Основные задачи интерпретации данных ГИС Основными задачами интерпретации данных ГИС являются: – контроль за изменением газо- и нефтенасыщения пластов; – количественная оценка фильтрационно-емкостных параметров; – выделение интервалов притока и поглощения флюида (работаю- щих пластов); определение фазовых дебитов в этих интервалах, построе- ние профилей притока и поглощения; – определение пластовых давлений; – оценка истинных и расходных характеристик газожидкостной смеси – в стволе скважины; – контроль технического состояния скважин: герметичность зако- лонного – пространства и подземного оборудования; выявление и оценка за- колонных перетоков; – работа фильтров и перфорированных интервалов. При интерпретации данных геофизических исследований в процессе разработки месторождения важна принципиальная комплексность подхода 199 для решения той или иной задачи. Примером комплексного подхода к ре- шению задач контроля разработки является обрабатывающая система «Геккон», разработанная проф. Ипатовым А.И. и проф. Кременецким М.И. и ориентированная на обработку данных по эксплуатационным и наблюда- тельным скважинам газовых, газоконденсатных, газонефтяных и нефтяных месторождений, а также подземных хранилищ газа (ПХГ). Примеры ти- пичных задач, решаемых интерпретатором в системе «Геккон» с использо- ванием комплекса методов: – определение дебитов работающих пластов по результатам механи- ческой (или термокондуктивной) расходометрии с привлечением термо и барометрии. В автоматическом режиме определяется распределение плот- ности и состава двухфазного потока в стволе скважины по барометрии, влагометрии и плотностеметрии; – определение поинтервальных дебитов, пластовых давлений и ко- эффициентов дросселирования по измерениям расходомера, манометра и термометра на нескольких установившихся режимах отбора; – определение пластовых давлений и фильтрационных параметров пластов по измерениям расходомера и манометра с привлечением термо- метрии при нескольких установившихся режимах эксплуатации; – определение по комплексу газогидродинамических исследований: расходных параметров и состава многофазного потока; емкостных и экс- плуатационных параметров потока; дебита газа по расходограмме; – оценка плотности и состава двухфазной смеси по барометрии (или плотностеметрии) с привлечением термометрии; – оценка плотности и состава трехфазной смеси по градиенту давле- ния (или плотностеметрии) и влагометрии; – совместная обработка данных расходометрии и барометрии (или плотностеметрии) с привлечением термометрии для газожидкостного потока. Интерфейсом программы предусмотрены запросы у пользователя значений ряда параметров, используемых при решении отдельных задач (давление, температура, минерализация вод, коэффициенты пористости и насыщения для опорных пластов, минералогический состав продуктивных пластов и др.). Данные могут быть заимствованы системой из результатов работы блоков, предназначенных для интерпретации других методов или даже тех же методов, но зарегистрированных в другое время – например, до начала их обводнения или после обводнения. 200 Система «Геккон» является универсальной программой, обеспечиваю- щей не только сложные алгоритмы интерпретации, но и редактирование диа- грамм (учет результатов метрологии датчиков, увязка глубин, масштабиро- вание цифро-аналоговых диаграмм), их преобразование (дифференцирова- ние, сглаживание, нормализацию и т.п.). Развитие системы автоматизирован- ной обработки данных ГИС-контроля позволило сделать их частью общей системы интерпретации данных ГИС с использованием стандартных техни- ческих возможностей по хранению, поиску и оформлению информации. К такого рода системам нового поколения относятся: система «Камертон»: «Контроль» и «Гидра-Тест» (РГУ НГ им. И.М. Губкина) и др. 7.4 Контроль за изменением положения контактов газ-нефть-вода в эксплуатационных скважинах Изменение положения водонефтяного ВНК и газожидкостного ГЖК контактов, а также возникновение избирательного обводнения пластов в процессе разработки залежей нефти и газа могут контролироваться элек- трическими методами при бурении новых эксплуатационных скважин в той части залежи, где предполагается текущее положение контакта. В пластах, в которых нефть и газ вытеснены пластовой водой, значительно уменьшается электрическое сопротивление. При замещении нефти пресной водой, закачиваемой при законтурном или внутриконтурном заводнении пластов, определить контакт по измене- нию сопротивления не удается; но иногда обводнение пласта удается обна- ружить по изменению аномалий U СП . При обводнении пласта, залегающего среди глин, по всей мощности форма кривых U СП зависит от соотношения электрических удельных сопротивлений пресной воды ρ ПР и фильтрата буро- вого раствора ρ Ф . Если ρ ПР <ρ Ф , аномалия U СП против пласта отрицательная (относительно линии глин), а при ρ пр >ρ ф – положительная. Потенциал U СП во вмещающих глинах (линия глин) при этом одинаков. Если обводняется лишь подошвенная (кровельная) часть однородного пласта, примыкающего к глинам, потенциал U СП против всего пласта одинаков, но наблюдается сме- щение линии глин относительно опресненной части пласта в отрицательную сторону. Форма аномалии кривой U СП против однородного пласта с несколь- кими обводняющими слоями определяется лишь тем, какая вода находится на контактах с вмещающими глинами. Характер обводнения внутренних прослоев мало влияет на форму аномалии U СП 201 Число новых (бурящихся на месторождениях в течение года) сква- жин, в которых можно следить за контактом электрическими методами, сравнительно невелико, а после их крепления стальными колоннами даль- нейшее наблюдение за перемещением контактов электрическими метода- ми становится невозможным. Поэтому основными методами контроля за перемещением ГЖК и ВНК в обсаженных интервалах в настоящее время являются нейтронные методы. Определение ВНК в большинстве модификаций нейтронных методов основано на аномальных нейтронных свойствах хлора, содержащегося в пла- стовых водах. Различие в показаниях нейтронных методов против нефтенос- ного и водоносного пластов уменьшается с уменьшением хлоросодержания, т.е. с уменьшением пористости пласта или минерализации пластовой воды. Достаточно надежно определить водонефтяной контакт по данным ННМ-Т и НГМ можно лишь в высокопористых коллекторах (k П > 15–20 %) при мине- рализации вод не менее 150–200 г/л. При этом применять лишь один НГМ (или один ННМ-Т) можно только в пластах, однородных по пористости и глинистости. В этом случае эффект на водонефтяном контакте, обусловлен- ный различием содержания хлора, не маскируется колебаниями показаний за счет изменения водородосодержания (пористости и глинистости) пород. Совместное применение НГМ и ННМ-Т позволяет выделить водонефтяной контакт в более неоднородных пластах. Это связано с тем, что изменение во- дородосодержания вызывает на диаграммах НГМ и ННМ-Т изменение одно- го знака, тогда как при изменении содержания в породах хлора изменение на диаграммах может быть разного знака. Другой способ учета и исключения влияния колебаний пористости или глинистости пласта на показания – это сравнение кривой НГМ (или ННМ-Т), зарегистрированных в разное время. Поскольку пористость и глинистость пород в процессе разработки месторождения не меняются, то правильно проэталонированные диаграммы, зарегистрированные в разное время, расходятся лишь против интервалов, которые обводнились за время между двумя замерами. Если кривые не эталонированы в сопоставимых единицах; их совмещают против явно непродуктивного интервала путем изменения масштаба и смещения одной из кривых. Импульсные нейтронные методы обладают большей чувствительно- стью к содержанию хлора и позволяют определять ВНК при минерализа- ции пластовых вод выше 40–50 г/л, а в благоприятных условиях – даже 202 при минерализации 20–30 г/л. Положение контакта четко отмечается как по кажущемуся среднему времени жизни нейтронов, так и непосредствен- но по показаниям ИННК при большом времени задержки (1,1 мс). При больших колебаниях пористости или глинистости пород ИННК комплексируют с методами НГМ и ННМ-Т (или ГМ и СП). Для выделения пластов, обводняемых пресной водой (ниже 20 г/л при k П = 30 % и 50–70 г/л при k П ≈ 10 %), описанные способы непригодны. Такие пласты могут быть обнаружены путем закачки активированных растворов, избирательно проникающих в водоносную и нефтеносную части пласта. В пластах, обводненных пресной водой, фильтрат соленого раствора, контактирующий с пресной пластовой водой, опресняется быстрее по сравнению с нефтеносными пластами, в которых соленая вода в зоне проникновения сохраняется гораздо дольше. Поэтому, проводя измерения ИННК или ИНГК через время, достаточное для опреснения зоны проник- новения в обводненных пластах, можно выделять нефтеносные части пла- ста по обратному эффекту, т.е. по более низкому значению среднего вре- мени жизни нейтронов по сравнению с обводненными пластами. Определение газонефтяного и газоводяного контактов нейтронными методами основано на меньшем содержании водорода в газе по сравнению с водой и нефтью. Благодаря этому на диаграммах всех нейтронных мето- дов газоносный пласт отмечается повышенными показаниями по сравне- нию с нефтеносными или водоносным пластами. Однако повышенными показаниями на диаграммах нейтронных методов отмечаются также и низ- копористые (плотные) породы. Чтобы отличить их от более пористых га- зонасыщенных коллекторов, можно использовать данные других методов, зависящие от пористости (ГГМ-П или AM). |