Регламентирование геофизических исследований в скважине

1. Сложность переходных процессов происходящих в скважине и пласте при освоении предопределяет сложность решения задач геофизическими методами. Выполнение регламента измерений позволит наиболее полно использовать особенности переходных режимов работы для обеспечения информативности того или иного метода. При комплексном подходе основной упор в вопросах исследований и интерпретации в настоящем руководстве сдан на термометрию поскольку толкование информации получаемой расходометрией, методами состава и т.п. существенно не зависят от режима работы скважины (в смысле стационарного или нестационарного режима) и достаточно полно эти методы освещены в книге «Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений», М., Недра, 1978.

Ниже мы лишь упорядочим число и порядок проведения измерений в процессе освоения.

2. Термические исследования. При использовании комплекса геофизических методов для исследований во избежание нарушений температурного поля не следует непосредственно перед регистрацией термограмм спускать в интервал исследований другие приборы. В особенности это касается исследований проводимых в простаивающей до включения компрессора скважине.

Регистрацию термограмм обычно производят на спуске скважинного прибора. Рекомендуется при этом проведение по крайней мере одного замера при работе компрессора при подъеме прибора.

При затруднениях регистрации температурных кривых на спуске (большая кривизна скважины, неравномерное по скорости движение прибора, остановка прибора) допускается проведение исследований при подъеме термометра. По каждой кривой при этом на диаграмме дается информация о направлении движения зонда при регистрации.

Масштаб регистрации температуры при детальных исследованиях выбирается 0,02 ⁰С/см или 0,05 ⁰С/см, при поисковых исследованиях масштаб выбирается 0,1 ⁰С/см и регистрация осуществляется с дублированием вторым каналом гальванометра 1:5.

Первый замер термометром производится в скважине простаивающей в покое не менее 10-18 часов (в зависимости от диаметра скважины) после всякого рода работ, связанных с ее промывкой. На практике это реализуется обычно так, если сегодня производится промывка скважины, то на завтра заказываются геофизики. Контрольный (фоновый) замер температуры является первым из всех геофизических методов проводимых непосредственно перед освоением и опробованием и строго обязателен. Его рекомендуется по всему стволу скважины для получения общего представления о ее состоянии. Часто термограмма этого периода дает информацию для выбора интервалов детальных исследований как термометрии, так и других методов.

Второй замер температуры производится при снижении уровня жидкости в межтрубное пространство, т.е. при работе компрессора в режиме нагнетания. Знание факта ухода жидкости из скважины в пласт необходимо для интерпретации последующих кривых, полученных в режиме отбора. Кроме того это явление, помимо выявления мест поглощения жидкости (нарушенные колонны, перфорированные пласты) имеет и самостоятельное значение: оно учитывается при определении оптимального времени дренирования скважины, необходимого для полного извлечения из пласта поглощенной в этот период жидкости.

В режиме отбора (притока) жидкости из пласта регистрируют по крайней мере три термограммы. Причем первый замер производят сразу после начала притока, второй - через 1-1,5 часа после первого и следующий через 2-3 часа. При комплексном исследовании время между замерами может быть время измерений привело в ряде случаев к массовому завышению скорости записи в ущерб качеству термограммы. 2. При термических исследованиях скважин мгновенная температурная картина в стволе скважины зарегистрирована быть не может: на разных глубинах она измеряется в различное время. Поэтому нестационарность распределения температуры в скважине приводит к искажению термограмм (эффект немгновенности регистрации или временной эффект записи). Исходя из этого, для исключения ложных аномалий на термограммах, скорость записи должна быть постоянной в процессе исследований и намного больше скорости потока (рис.7.7).

Рис. 7.7. Влияние скорости движения термометра на регистрируемую термограмму в начальной стадии нагнетания жидкости. 1 - в простаивающей скважине; 2 - в процессе нагнетания жидкости при различных скоростях движения термометра.

3. Завышение скорости движения термометра в случае осваеваемой скважины может приводить к чрезмерной затянутости аномалии дроссельного эффекта в зумпфе скважины из-за тепловой инерции аппаратуры (рис.7.8).

Рис.7.8. К искажению профиля температуры тепловой инерцией аппаратуры.

4. В случае детальных исследований в качестве критерия для выбора скорости записи целесообразно принять величину затянутости Z_r температурной аномалии в зумпфе. И принимая Z_r < 0,3 м (по методическим соображениям) получаем для детальных исследований:

Учитывая, что в зумпфе, как правило, находится вода, поправку на увеличение постоянной времени термометра можно не вводить.

5. При исследовании простаивающих скважин в первый период (поисковые исследования), когда распределение температуры в скважине можно характеризовать средним температурным градиентом Г_ср исходя из чувствительности термометра _Т , допустимую скорость перемещения термометра в скважине можно определить как

6. Скорость движения термометра не должна превышать указанных значений. При этом должно быть определено действительное значение постоянной времени термометра в скважине, т.к. паспортное значение ₀ часто не соответствует действительному.

П р и м е ч а н и е 1. Измерения другими методами ГИС, используемыми в комплексе с термометрией осуществляются так же в процессе освоения скважины. При этом: ГК и ЛМ можно регистрировать в простаивающей скважине; термокондуктивный расходомер и методы состава проводят до включения компрессора и при работе скважины в режиме отбора между температурными измерениями; для механического дебитомера возможна (при необходимости) повторная отработка скважины компрессором: барометрия проводится в простаивающей скважине (по стволу) и во всем цикле работы компрессора и скважины между другими геофизическими исследованиями на фиксированной глубине как функция Р_заб (t). Кроме того методы состава (ГГП или ВГД) проводят после отключения компрессора и разрядки (серия замеров) для прослеживания динамического уровня и НВР в стволе скважины.

П р и м е ч а н и е 2. Технология и выбор методов исследований могут изменяться на скважине в зависимости от конкретных условий и от результатов предварительной интерпретации первых получаемых материалов ГИС. Принимать такого рода решения на скважине имеет право только начальник геофизической партии непосредственно осуществляющий решение поставленной задачи.

Основные решаемые задачи

Общие положения интерпретации результатов исследований компрессорных скважин

1. Основными источниками информации, использующимся при интерпретации, являются температурные кривые и диаграммы других методов, зарегистрированных в соответствующие периоды состояния скважины. Конечным итогом интерпретации является заключение по результатам этих исследований. Заключение составляется на основании комплексной интерпретации не только результатов работ, выполненных в процессе освоения и опробования, но и данных промыслово-геофизических исследований после бурения и обсадки. При этом принимаются во внимание данные о сроках окончания бурения и цементажа, о коллекторских свойствах изучаемых пластов, геолого-промысловые данные о состоянии разработки месторождения и т.д.

2. Анализ термограмм начинается с фоновой. При этом должны быть сведения о среднем температурном градиенте для данного разреза, о расположении в скважине перфорированных интервалов, глубина спуска насосно-компрессорных труб, глубине искусственного забоя, скважины и кривизне ее в интервале продуктивного пласта. Обязательными здесь являются сведения о сроках последних работ в скважине: спуск и подъем НКТ, промывка, долив скважины и т.д. С учетом промысловых сведений на контрольной термограмме выделяются температурные аномалии, которые могут быть связаны с возможными техническими осложнениями в скважине.

Далее выделяют на температурной кривой в зумпфе участок не подвергшийся воздействию результата компрессорного освоения, т.е. закачки и отбора жидкости и совмещают все термограммы в этом интервале скважины.

3. Проводят анализ температурной кривой, зарегистрированной до прорыва воздуха через НКТ (в режиме нагнетания). По отрицательным тепловым аномалиям и изменению наклона термограммы выделяют принимающие интервалы, включая и неперфорированные. Определяют интервал поглощения и оценивают (если возможно) объем поглощенной жидкости. При этом принимаются во внимание сведения о динамическом уровне жидкости (определяется при фоновом замере методами состава), о перфорированных интервалах, места положения воронки НКТ, скорости и направлении движения термометра, о внутреннем диаметре обсадной колонны в интервале исследования.

4. Сопоставление термограмм облегчает анализ процесса формирования теплового поля в скважине после вызова притока компрессором. при этом по дроссельному разогреву, а также по данным других методов выделяют интервалы отдающие жидкость, а по опережающему значительному разогреву - места нарушения обсадной колонны. Отмеченные аномалии сопоставляют с аномалиями на второй кривой (в режиме нагнетания). По термограмме зарегистрированной сразу после пуска оценивают дебит жидкости в скважине при максимальной репрессии. Устанавливают характер формирования теплового поля в зумпфе скважины относительно первоначального, сравнивая с известным (из теории) распределение, определяют технические осложнения в скважине в этом интервале (заколонный переток, нарушение обсадной колонны и забоя скважины, конусообразование). При этом необходимо принимать во внимание теплофизические свойства подстилающих пород, интервал расположения водоносных пластов, данные о контакте цемента с колонной, о характере насыщения испытываемого объекта, о минерализации воды в скважине и поступающей из пласта и о кривизне скважины в интервале исследования.

5. При анализе температурных кривых, зарегистрированных после отключения компрессора, следует обращать внимание на «поведение» термограмм выше отдающих пластов, так как именно этот период является наиболее благоприятным для определения технических осложнений, расположенных в этом интервале. Здесь же уточняются предположения о техническом состоянии скважины в зумпфе и оцениваются (в благоприятных случаях) соотношения давлений в соседних по разрезу скважины пластах. В данном случае необходимы сведения о длительности работы компрессора и о диаметре скважины.

6. Полная интерпретация базируется на совокупном анализе всех температурных кривых. При этом учитываются сведения о времени и условиях регистрации каждой кривой. Для повышения эффективности интерпретации термограмм используют соответствующие расчетные данные. Кроме того, при интерпретации термограмм обязательно привлекается кавернограмма, а также диаграммы стандартного электрического каротажа, локатора муфт, ГК, данные о плотности жидкостей, заполняющих ствол скважины и получаемых при освоении, а также данные термокондуктивной дебитометрии.

7. При интерпретации термограмм, зарегистрированных в стволе скважины при ее компрессировании необходимо учитывать эффект немгновенности регистрации (временной эффект записи), связанный с тем, что температура на разных глубинах (при регистрации термограммы) измеряется в разное время. При переходных температурных полях (при изменении температуры в интервале исследования) на термограммах могут отмечаться скачкообразные изменения градиента температуры по глубине (рис.6.9), которые, как правило, при регистрации термограммы в последующее время не повторяются. Это своего рода ложные температурные аномалии.

На рис.6.9 приведены примеры по скважинам, которые хорошо поясняют природу образования аномалий, связанных с немгновенностью регистрации (с нестационарностью температурного поля).

Случай а. На термограмме 2, зарегистрированной сразу после начала отбора наблюдается, как влияние нестационарности температурного поля, так и продвижение «температурного фронта» вышедшей из пласта жидкости. Кривая А соответствует термограмме, которую можно было зарегистрировать при бесконечно большой скорости движения термометра перед началом притока жидкости из пласта.

EMBED Paint.Picture

в)

Рис.6.9. Влияние нестационарностей температурного поля в скважине на термограммы, регистрируемые в процессе освоения и опробования. а - после пуска скважины; б - после отключения компрессора; в - при отборе после быстрого поглощения жидкости. V_T – направление движения термометра.

Случай б. Термограмма 1 зарегистрирована при возрастании давления в скважине после отключения компрессора. Термограмма А характеризует мгновенную картину в исследуемом интервале при начале записи, Б - в конце записи.

Случай в. Термограммы: 1 - до работы компрессора; 2 - после быстрого поглощения и отключения компрессора. Термограмма 2 - зарегистрирована при подъеме термометра и пикообразная аномалия связана в данном случае с нестационарностью температуры в интервале исследований при конечной скорости записи термометра (V_T = 200 м/час). Термограммы А,Б и В характеризуют мгновенные температурные картины при подъеме термометра в соответствующие моменты времени t₁ , t₂ и t₃ .

8. Разнообразие геологических, промысловых и технических условий и сложность решаемых задач естественно не позволяют дать универсальных рецептов по методике исследований и интерпретации на все случаи, которые могут иметь место на практике. Между тем наличие представлений о процессах, происходящих в скважине и пласте при опробовании, об особенностях формирования тепловых полей при этом позволяет более полно использовать методические возможности геофизики и изложенные выше основные положения интерпретации результатов исследований для решения практических геолого-промысловых задач.

Основные признаки решения задач

Исследования скважин, осваиваемых компрессором и свабом, и интерпретация полученных в этот период результатов имеют свои особенности.

В частности, при применении компрессора для освоения скважин, в отличие от длительно работающих, существует возможность проведения исследований в различных режимах работы скважины, что позволяет получать больше информации о процессах, происходящих в скважине и пласте. При этом переходные процессы, наблюдаемые в период освоения, более информативны для термических исследований.

Способы решения задач промысловой геофизики по расходометрии, шумометрии, барометрии и методам состава в скважинах, осваиваемых компрессором и свабом аналогичны рассмотренным для длительно работающих скважин. В связи с этим здесь уделено внимание методу термометрии.

Что касается методики интерпретации термограмм при компрессировании и свабировании скважин, то она практически одна и та же. Отличием при свабировании является отсутствие режима нагнетания и часто слабые притоки при отборе жидкости. В этой части пособия рассмотрены основные критерии решения задач в компрессорных скважинах, а также особенности нестационарных тепловых полей, которые наблюдаются при освоении скважин.

Основные особенности таковы:

- к моменту прекращения отбора забойное давление минимально и дебит максимален. С увеличением времени забойное давление растет, постепенно приближаясь к пластовому, а дебит уменьшается до нуля;

- при отсутствии фазовых превращений (забойное давление выше давления насыщения нефти газом или обводнение пласта более 60% и при давлениях ниже давления насыщения) дроссельная температурная аномалия после свабирования в течение некоторого времени может еще расти во времени, затем уменьшается до величины остаточного разогрева и практически сохраняется и после прекращения притока жидкости из пласта;

- величина изменения температуры за счет дроссельного эффекта зависит от термодинамических свойств поступающей жидкости, от коллекторских свойств пласта, от текущей депрессии на пласт и от характера изменения забойного давления в процессе свабирования. В интервалах притока воды и нефти может наблюдаться инверсия температурной аномалии калориметрического смешивания - дроссельный разогрев более подвижной воды в начальный период притока может превышать дроссельный разогрев нефти;

- по одной термограмме нельзя судить о наличии или отсутствии движения жидкости в стволе скважины или за колонной в данный момент времени. О направлении движения и о скорости потока можно судить лишь при наличии серии термограмм, зарегистрированных с интервалом во времени;

- скорость изменения температуры в стволе скважины выше продуктивных пластов перед фронтом вышедшей из пласта жидкости зависит от скорости движения жидкости и может быть использована для оценки дебита;

- при снижении забойного давления в процессе отбора ниже давления насыщения нефти газом возможно снижение забойной температуры ниже начальной пластовой;

- изменение температуры в застойных зонах (в зумпфе) обуславливается эффектом адиабатического расширения жидкости и гораздо меньше изменения температуры поступающей из пласта жидкости за счет дроссельного эффекта;

- немонотонность изменения температуры в зумпфе и сильная затянутость термограмм в интервале нарушения геотермы в зумпфе могут быть связаны с заколонным перетоком жидкости из неперфорированных пластов;

- вследствие нестационарности теплового поля на регистрируемые термограммы влияет эффект немгновенности регистрации. На скважинной термограмме отражается история изменения температуры за некоторый интервал времени, определяемый скоростью и направлением движения термометра и пройденным им интервалом глубин.

Термометрия

Определение работающих пластов. При исследовании компрессорных скважин на термограмме в режиме нагнетания работа пласта характеризуется снижением температуры относительно первоначальной в подошве пласта. Нижняя граница зоны приема отмечается четким изломом температурной кривой. При свабировании этот режим отсутствует. На замере после прорыва воздуха через НКТ признаком работающего пласта является дроссельный и калориметрический эффекты.

В случае нескольких перфорированных интервалов в скважине поступление жидкости из верхних пластов после вызова притока приводит к скачкообразному изменению температурного градиента в результате смешивания потоков.

В скважинах при свабировании решение этой задачи осуществляется методами термометрии и дебитометрии после извлечения сваба. Признаки работы перфорированных интервалов по термометрии в этот период - температурные аномалии, связанные с дроссельным и калориметрическим эффектами. Нижняя граница отдающего интервала в случае отсутствия заколонных перетоков соответствует наибольшему наклону температурной кривой к оси глубин.

Определение нефте-водопритоков. Выделение интервалов притока нефти и воды из пластов основаны на зависимости величины изменения температуры в начальный период отбора жидкости от значения коэффициента подвижности флюида в пласте. В этот период величина аномалии в интервале притока воды больше, чем величина аномалии в интервале притока нефти. С увеличением времени отбора разогрев нефти превышает разогрев воды. Здесь наблюдается инверсия аномалии калориметрического смешивания в пределах перфорированного пласта.

Также, для определения состава притока используют эффект разгазирования нефти при снижении давления на забое ниже давления насыщения нефти газом. При изменении P_заб с величины меньше P_нас на величину больше P_нас в интервалах поступления нефти будет наблюдаться изменение знака температурной аномалии с отрицательного на положительный, т.к. при прекращении разгазирования нефть начнет разогреваться.

В интервалах поступления воды изменения знака температурной аномалии наблюдаться не будет, а температура понизится за счет уменьшения депрессии на пласт.

Определение нарушения колонны и забоя.

Признаком нарушения герметичности обсадной колонны на термограмме, также как и отдающих перфорированных пластов, являются температурные аномалии, обусловленные дроссельным и калориметрическим эффектами.

Если колонна нарушена в интервале зумпфа, приток жидкости после прорыва воздуха через НКТ отмечается острой положительной дроссельной аномалией; выше перфорированных пластов - аномалией калориметрического смешивания.

Негерметичность забоя скважины обычно определяется по нарушению первоначального (фонового) распределения температуры, которое хорошо видно при сопоставлении с термограммой, зарегистрированной в работающей скважине. При этом характерным является монотонное изменение температуры с глубиной, что не наблюдается обычно при нарушении герметичности обсадной колонны. Наклон температурной кривой в зумпфе в этом случае определяется линейной скоростью (дебитом) восходящего потока жидкости. Поэтому возможный наклон температурной кривой при наличии негерметичности забоя скважины заключен между первоначальным распределением температуры и распределением с нулевым градиентом температуры. В этом случае будет отсутствовать аномалия перегрева на забое по данным СТИ, механический дебитомер покажет увеличение счета от забоя.

Определение заколонного перетока жидкости снизу.

Применение термометрии для выявления заколонных перетоков жидкости основано на регистрации температурных аномалий, возникающих в интервале перетока и в подошвенной части интервала перфорации. Характер нарушения геотермического (первоначального) распределения в зумпфе определяется конвективным переносом тепла и дроссельным эффектом, проявляющимся по пути движения жидкости.

Величина и форма температурных аномалий при перетоке определяются характером распределения давления по пути движения жидкости, коллекторскими свойствами пласта-источника обводнения и, соответственно, могут сильно различаться. Объяснение особенностям распределения температуры в интервалах перетоков можно получить на основе главных факторов, участвующих в формировании теплового поля. К таким факторам относятся разогрев движущейся жидкости вследствие эффекта дросселирования, конвективный перенос тепла по пути движения и теплообмен с окружающими породами и скважиной. Обычно указанные факторы участвуют в формировании температурной аномалии одновременно, но на том или ином участке проявление одного фактора может преобладать над другим.

Помимо нарушения первоначального распределения температуры в зумпфе признаком заколонного перетока снизу является калориметрический эффект в подошвенной части перфорированного пласта, возникающий в результате смешивания потоков жидкостей, поступающих из перфорированного пласта и по заколонному пространству снизу.

Косвенным признаком перетока жидкости снизу может служить интенсивная работа перфорированного паста (по данным расходометрии) в подошвенной части.

Определение заколонного перетока жидкости сверху. Возникновение перетока жидкости за колонной изменяет условия теплообмена в скважине. В интервале перетока происходит теплообмен между двумя встречными потоками, а выше этого интервала только теплообмен с горными породами. Встречный поток жидкости за обсадной колонной значительно увеличивает коэффициент теплопередачи, что влияет на распределение температуры в стволе скважины. Можно выделить ряд признаков для выделения перетоков жидкости за колонной сверху.

Признаками перетока жидкости за колонной сверху являются резкое изменение наклона температурной кривой в интервале перетока и выше. Точка излома кривой локализована по глубине и соответствует месту расположения пласта-источника обводнения. При увеличении дебита восходящего потока жидкости в стволе скважины температурные аномалии на термограммах сглаживаются, затрудняется обнаружение заколонных перетоков, при уменьшении дебита интервал перетока выделяется чётче.

В осваиваемых свабом скважинах после прекращения отбора приток жидкости продолжается как из перфорированного, так и из гидродинамически связанного с ним неперфорированного пласта. При этом дебит жидкости уменьшается, а следовательно, уменьшается поток в стволе скважины. Процессы, происходящие за обсадной колонной, оказывают большое влияние на распределение температуры в скважине вследствие уменьшения экранирующего влияния потока, и интервал перетока выделяется более чётко.

Другим признаком перетока сверху является ярко выраженный эффект калориметрического смешивания потоков в кровельной части перфорированного пласта. Этот признак наиболее эффективен при различии давлений в перфорированном и неперфорированном пластах.

Типовые диаграммы

В этом разделе представлены некоторые типовые термограммы и типовые кривые комплекса методов для основных задач, решаемых в скважинах при опробовании.

Определение работающих пластов.

.

Рис.6.10. Комплекс типовых диаграмм

Типовые кривые комплекса методов для выявления места нарушения колонны.

1

Рис.6.11.

) колонна нарушена выше интервалов перфорации:

2) колонна нарушена в зумпфе:

Рис.6.12. Термограммы: 1 – геотерма, 2 – в режиме нагнетания, 3 – в режиме от отбора

Место нарушения герметичности обсадной колонны четко отмечается по всем методам комплекса.

Определение заколонного перетока жидкости сверху.

Термометрия.

Рис.6.13. Возможные распределения температуры при перетоке сверху:

а) – приток жидкости из перфорированного пласта и из вышележащего неперфорированного пласта; б) – приток жидкости из неперфорированного пласта.

Определение заколонного перетока жидкости снизу.

Термометрия.

Точка выхода на геотерму локализована

Точка выхода на геотерму перемещается

а) ЗКЦ снизу б) гравитационная конвекция

Рис.6.14. Возможные распределения температуры при заколонном перетоке снизу

для различных режимов работы скважины

Методы состава.