ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

В последнее время на месторождениях Пермского края ведется бурение горизонтальных скважин по технологии вскрытия продуктивного пласта на депрессии. Для обеспечения герметизации устья во время проведения ГИС разработано специальное оборудование, которое позволяет проводить герметизацию труб малого диаметра и геофизического кабеля при их принудительном спуске и подъеме при наличии давления на устье скважины до 35 МПа. В состав оборудования входят превентор с трубными и кабельными плашками, герметизирующие головки, лубрикатор, сальниковый очиститель геофизического кабеля и устройство для принудительного спуска труб. Оборудование также позволяет производить исследования в эксплуатационных скважинах.

Геофизические исследования в горизонтальных скважинах действующего фонда (эксплуатационных и нагнетательных) в настоящее время можно выполнять только при помощи установок типа «койлд тюбинг» и технологического комплекса«Латераль».

Оба эти комплекса апробированы в скважинах НК «Татнефть». Оба комплекса обеспечивают:

–100%-ную доставку стандартных кабельных геофизических приборов на забой ГС;

–использование общепринятой технологии исследования действующих скважин при освоении их компрессором;

–возможность спуска приборов, проведения исследований и подъема оборудования при наличии избыточного давления на устье без глушения скважины.

Кроме того, при помощи комплекса «Латераль» можно проводить исследования при освоении скважин струйными насосами и по технологии предварительного спуска приборов под глубинный насос (УЭЦН, СШН) во время эксплуатации скважин.

При освоении скважин газобустерными установками большой производительности не создается дополнительных гидравлических сопротивлений внутри лифтовых труб при проведении ГИС комплексом «Латераль».

251

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Наличие средств доставки геофизических приборов к забоям горизонтальных скважин еще не гарантирует получения достоверной информации о работе интервала вскрытого условно горизонтальным участком ствола. Для получения такой информации необходимо хорошо представлять распределение трехфазных потоков на условно горизонтальном участке, а также иметь глубинные приборы для исследования этих потоков и решения задач определения профилей притока нефти, газа, воды и выявления перетоков за обсадной колонной (рис. 5.3).

Рис. 5.3. Расслоениеводонефтяного потокавобсаднойскважине

Изучением гравитационного расслоения многофазного потока по сечению ствола скважины и зависимость характера этого расслоения от степени и направления отклонения от горизонтали активно занимались в начале 90-х гг. прошлого столетия ведущие зарубежные компании. В эксперименте с наиболее простыми условиями, когда труба располагается горизонтально и по ней прокачивается по 50 % нефти и воды с имитацией дебита 1000 баррелей в сутки, граница между нефтью и водой разделяет поперечное сечение трубы точно пополам: нефть нахо-

252

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

дится в верхней части трубы, а вода в нижней. Скорости течения фаз одинаковы. Когда труба наклоняется на 2° в ту или другую сторону, то есть угол наклона составляет 88° или 92°, результаты резко отличаются от начального варианта и между собой. При угле наклона трубы 88°, когда поток направлен вверх, вода занимает примерно 80 % объема и течет медленно, а нефть двигается быстро в узком пространстве поперечного сечения трубы. При значении угла 92°, когда поток направлен вниз, тяжелая фаза (вода) двигается быстро, а нефть медленно, и она занимает большую (верхнюю) часть сечения трубы.

Отметим, что при движении флюида в стволе сложной конфигурации, где присутствуют нисходящие и восходящие участки, наблюдается скопление тяжелой фазы (воды) в пониженных участках и легких фаз (нефть, газ) в повышенных участках.

Из приведенного примера следует, что в отличие от вертикальных скважин на условно горизонтальных участках стволов невозможно непосредственно измерить расход флюида обычным способом (вертушечным расходомером), так как при изменениях углов наклона горизонтального ствола направление движения воды на определенных участках может изменяться на противоположное относительно общего потока. В нижней части могут возникать застойные зоны.

Чтобы определить расход каждой фазы в отдельности, необходимо в заданном сечении установить фазы, образующие поток, определить объемное кажущееся содержание каждой фазы в потоке, то есть долю площади поперечного сечения трубы, занимаемой фазой, и индивидуальные скорости течения фаз.

По данным, полученным для каждой фазы, можно вычислить индивидуальный расход фаз как произведение их скорости на кажущееся объемное содержание (КОС – отношение объема, занятого данной фазой на небольшом отрезке ствола, к объему ствола на этом отрезке).

253

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Перечисленные положения определили основное направление разработки скважинных приборов.

В настоящее время определение состава жидкости в потоке основывается на измерениях диэлектрической проницаемости, удельного электрического сопротивления и коэффициента отражения в оптическом диапазоне.

Прибор промыслового каротажа, в котором распределение фаз в потоке производится на принципе измерения диэлектрической проницаемости среды, разработан компанией Sondex. В 12-рычаж- ном приборе Capacitance Array Tool датчики (миниатюрные цилиндрические конденсаторы) располагаются равномерно по 12 секторам на расстоянии 7,6 мм от внутренней стенки обсадной колонны, в плоскости, перпендикулярной оси скважины. При необходимости датчики могут располагаться в двух концентрических окружностях по шесть секторов в каждой. Существует вариант прибора с четырьмя датчиками, прижимаемыми к стенкам колонны – зонд регистрации состава потока и диаметра скважины, входящий в состав прибора PS Platform фирмы «Шлюмберже». В приборе реализован резистивный метод определения состава флюида. В качестве датчиков используются четыре миниатюрных точечных зонда. Большая разница в сопротивлении воды и углеводородов позволяет определять водную или углеводородную (вода или нефть, газ) фазы потока. Однозначно выделяется только водная составляющая потока – невозможность разделения нефти и газа является недостатком метода.

Малые размеры зондов предоставляют возможность выделять отдельные пузырьки или капли нефти в воде. Это позволяет производить подсчет дисперсных включений углеводородов в воде, а по времени пребывания зонда в углеводородной или водной фазах подсчитывать их объемное содержание. Для измерения скорости потока прибор содержит вертушечный расходомер, работающий в двух направлениях.

Четыре оптических датчика на четырех фонарях позволяют производить отделение газа от жидкости.

254

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

На рис. 5.4, 5.5 приведены примеры исследования горизонтальных скважин. Например, в скважине одного из месторождений (рис. 5.4), в которой на депрессии горизонтальным стволом вскрыты как пористые (kп ≈ 8–12 %), так и плотные (kп ≤ 2 %) известняки фаменского рифа (скважина пробурена на депрессии, ПЖ – аэрированная нефть). В интервале плотных пород по комплексу ГИС (ГК, 2ННК, ВАК, ИК, профилемер, инклинометр) коллекторы не выделены. Однако исследования при освоении показали, что при снижении давления в скважине сначала заработал плотный пласт – давление в нем оказалось выше, чем в пористых интервалах. Когда депрессия увеличилась, начали работать пористые интервалы, а приток нефти из плотного пласта прекратился. По результатам этих исследований можно сделать следующие выводы: во-первых, коллекторами нефти на данном месторождении являются как пористые, так и плотные (трещиноватые) породы; во-вторых, опережающими темпами идет выработка пористых пластов; в-третьих, большая депрессия может привести к тому, что запасы нефти в трещинах плотных интервалов останутся невыработанными.

Технологический комплекс «Латераль» позволяет выполнять исследования в эксплуатационных горизонтальных скважинах посредством предварительного спуска сборки труб с прибором под глубинный насос. Реализация такой технологии позволяет проводить измерения при выводе скважин на заданный режим эксплуатации, притом посредством смены штуцеров и изменения количества оборотов вращения электродвигателя насоса можно менять условия извлечения флюида за счет изменения депрессии на продуктивные интервалы.

Основными особенностями технологии предварительного спуска ТК «Латераль» под ЭЦН (СШН) являются оборудование устья скважины специальной планшайбой, с установленным на ней дополнительным сальниковым вводом для герметизации геофизического кабеля и смещение компоновки насоса и лифтовых труб к стенке обсадной колонны при помощи установки на лифтовых НКТ децентраторов.

255

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

256

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

257

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Геофизические исследования по изложенной выше технологии выполняются, как правило, в скважинах, в которых невозможно решить поставленную задачу посредством использования традиционных технологий, в том числе с применением ТК «Латераль» при возбуждении скважины компрессированием.

Кпримеру (рис. 5.5) поодной из скважинюгаПермскогокрая

стекущим дебитом порядка 150 м3/ сут, из которых 85 % составляет вода, необходимо было решить задачу по определению источника

поступления воды. Отметим, что в начальный период эксплуатации скважинаработалачистойнефтьюсдебитом130 м3/ сут.

На заданном режиме от забоя до приема насоса была проведена серия измерений, после чего посредством изменения направления вращения погружного электродвигателя скважина была выведена на другой режим, при котором была уменьшена величина депрессии на продуктивный интервал.

Результаты исследований, проведенных при работе ЭЦН, позволили выявить два источника обводнения продукции. Основной источник находится в продуктивной части условно горизонтального участка ствола скважины и вызван прорывом воды по наиболее проницаемой части коллектора смешанного типа на участке длиной всего 1,2 метра. Вторым источником поступления воды в скважину является заколонный переток под башмак обсадной колонны сверху из водонасыщенных известняков. Поступления нефти наблюдаются из низкопористых коллекторов трещинного типа, находящихся по обе стороны основного источника обводнения продукции скважины.

5.2. Исследование скважин комплексом «МиниКолтюбинг-КарСар ГОРИЗОНТ»

Проблема исследования действующих горизонтальных скважин (ГС) – низкая информативность традиционных методов исследования данных скважин, не отражающих реальных процессов, происходящих в скважине. Основной специфической

258

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

особенностью ГС является расслоение потока многофазной жидкости по сечению ствола. Поэтому исследование ГС в процессе эксплуатации требует специальных методико-технологи- ческих подходов проведения ГИС, новых принципов измерения параметров многофазной жидкости и отличных от традиционных методов интерпретации данных каротажа.

«КарСар ГОРИЗОНТ» – новый прибор, не имеющий отечественных аналогов, разработан ООО «Геофизтехника» (Саратов). Обеспечивает регистрацию как стандартного набора параметров: локатора муфт (ЛМ), экспозиционной дозы гаммаизлучения (ГК), температуры (ВТ), термоанимометра, гидростатического давления (ТИ), так и радиально распределенных вдоль стенки колонны параметров влагосодержания (ВЛ) и удельного сопротивления с использованием 12 датчиков (РИ), расположенных на рессорах, и шести датчиков скорости потока (рис. 5.6).

Рис. 5.6. Схема расположения оборудования при освоении скважин «МиниКолтюбингом»

259

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

В горизонтальной скважине (рис. 5.7) с помощью геофизического подъемника с гибкой грузонесущей полимерной трубой «ГГПТ» («МиниКолтюбинг») и аппаратуры «КарСар ГОРИЗОНТ» были проведены исследования в следующем порядке (табл. 5.2).

Таблица 5.2

Технология работы

260