Основные задачи ГИС-контроля в обсаженных скважинах

Введение

Современное развитие нефтедобывающей промышленности России характери­зуется ухудшением структуры запасов нефти. Все больший объем стали зани­мать трудноизвлекаемые запасы, эффективность выработки которых может быть достигнута лишь при условии применения новых технологий повышения нефтеотдачи пластов. Роль последних в сложившейся ситуации значительно возрастает, так как увеличение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях России всего лишь на один процент равносильно открытию нескольких крупных месторождений, которые могут обеспечить 2,5-3-летнюю добычу нефти по стране. Учитывая то обстоятельство, что крупные месторождения России вошли в позднюю стадию разработки с крутопадающей добычей, главным условием стабилизации добычи нефти и дальнейшего развития нефтяной промышленности России становится разработка и внедрение новых высокоэффективных технологических решений увеличения извлечения нефти из низкопродуктивных и трудноизвлекаемых запасов. В этих условиях разработка нефтяных и газовых месторождений как самостоятельная учебная дисциплина и область знаний приобретает решающее значение в подготовке высококвалифицированных специалистов для нефтедобывающей промышленности России.

Определяющую роль в создании разработки нефтяных месторождений как самостоятельной науки сыграла основополагающая работа А. П. Крылова, Ч. М. Глоговского, М. Ф. Мирчинка, Н. М. Николаевского и Л. А. Чарного “Научные основы разработки нефтяных месторождений”, вышедшая в свет в 1948 г. В этой работе была дана первая формулировка основного принципа разработки, заложен фундамент проектирования разработки нефтяных месторождений, решен ряд важных задач подземной гидромеханики, а наука о разработке нефтяных месторождений представлена как комплексная область знаний, использующая достижения нефтяной геологии и геофизики, подземной гидродинамики, эксплуатации скважин и прикладной экономики.

Основные задачи ГИС-контроля в обсаженных скважинах

Прогресс в нефтедобывающей промышленности связан с применением все более сложных систем разработки нефтяных месторождений, основанных на заводнении и других способах воздействия на пласт. Высокая эффективность таких систем, имеющих целью повышение нефтеотдачи пласта и темпов разработки месторождений, достигается регулированием процесса добычи нефти. Такое регулирование в свою очередь немыслимо без соответствующего контроля за разработкой месторождений, основанного на применении различных промыслово-геофизических методов исследования скважин. Требования нефтепромысловой практики и науки стимулировали быстрое развитие промыслово-геофизических методов контроля.

Контроль за разработкой нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами в последние годы развился в крупное самостоятельное направление промысловой геофизики со своей специфической методикой исследований, комплексом методов, аппаратурой и оборудованием. Усилиями научно-исследовательских, конструкторских и производственных организаций были созданы новые методы и аппаратура, позволяющие решать ряд задач по контролю за разработкой нефтяных месторождений. Широкое применение получили методы ядерной геофизики, в том числе наиболее эффективный из них - импульсный нейтронный каротаж (ИНК). Принципиально новыми являются способы изучения действующих скважин через лифтовые трубы и по межтрубному пространству малогабаритными приборами нейтронного каротажа, гамма-плотномерами, механическими и термоэлектрическими дебитомерами, высокочувствительными термометрами, а также методы меченого вещества. Важное значение приобретают многократные повторные измерения, требующие специальной методики и привязки по глубине.

Под промыслово-геофизическими методами контроля за разработкой нефтяных месторождений подразумеваются все виды промыслово-геофизических исследований скважин в пределах эксплуатируемой нефтяной залежи. Они включают исследования как ранее пробуренных и в первую очередь действующих скважин, так и бурящихся резервных, дополнительных и оценочных скважин. В этих, а также в контрольных скважинах с открытым забоем измерения выполняются в открытом стволе. Комплекс и методика проведения таких измерений мало отличаются от применяющихся в разведочных скважинах, но при решении задач контроля за разработкой нефтяных месторождение требования к режимам, точности и детальности измерений существенно выше.

Дебитометрия является одним из основных методов изучения эксплуатационных характеристик пласта. При контроле за разработкой нефтяных месторождений применяются две модификации метода: механическая и термокондуктивная дебитометрия. Обе модификации метода входят в полный комплекс исследований действующих скважин.

1. Измерения механическими дебитомерами-расходомерами производят для следующих целей:

а) выделение интервалов притока или приемистости в действующих скважинах;

б) выявление перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки;

в) распределение общего (суммарного) дебита или расхода по отдельным пластам, разделенным неперфорированными интервалами;

г) получение профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам.

Из механических дебитомеров-расходомеров на практике применяются в основном приборы с датчиками турбинного типа - свободно вращающейся вертушки. Скорость вращения вертушки пропорциональна объемному расходу смеси. Если среда, заполняющая ствол скважины, многокомпонентна (нефть и вода), по данным резистивиметрии устанавливается водо-нефтяной раздел. На термодебитограмме ему обычно соответствует скачок температуры (положительное приращение температуры).

Локация муфт и перфорированных интервалов. Метод применяется для определения положения муфтовых соединений колонны, точной привязки по глубине показаний других приборов к положению муфтовых соединений, взаимной привязки показаний нескольких приборов, глубины спуска лифтовых труб, положения забоя, а также для уточнения интервала перфорации в благоприятных условиях. Локаторы муфт используются в качестве приставок в термометрах и приборах для исследования состава и дебита смеси в стволе скважины. Запись диаграмм при локации муфт осуществляется при подъеме прибора. Скорость перемещения локатора определяется скоростью каротажа основного прибора. Для определения глубины нахождения искусственного забоя производится контрольная запись, включающая отбивку забоя и 2 – 3 муфтовых соединений. Отрыв от забоя отмечается началом колебаний блика гальванометра.

Колебания блика при остановке прибора на забое указывают на возможное наличие утечки. При локации интервала перфорации необходимо провести 2-3 записи с одинаковой скоростью перемещения прибора (200- 300 м/ч). Скорость подъема прибора и порядок извлечения его из скважины обусловлены требованиями, предъявляемыми к основным приборам. Масштаб записи не должен отличаться от требуемого более чем на 20%. Смещение нуля не должно превышать 1 см на 50 м записи. Большое смещение нуля указывает на наличие утечки. Запись, выполненная для определения положения муфтовых соединений, признается браком, если кривая по своей форме и характерным пикам не позволяет выделять муфтовые соединения. Амплитуда сигнала от муфт должна более чем в два раза превышать уровень помех (флуктуации).

Две-три диаграммы (основная и контрольные), записанные для уточнения интервала перфорации, должны повторяться по конфигурации. Большая часть характерных пик должна отмечаться на диаграммах и совпадать по глубинам. В противном случае запись бракуется. Совпадение амплитуд сигнала по величине не обязательно. Для уточнения интервала перфорации две диаграммы в оригинале накладываются одна на другую на светокопировальном столе и совмещаются по муфтам и нулевым линиям. Отмечаются все «пики», повторяющиеся и превышающие не менее чем в 1,5 раза уровень помех. Интервал их расположения является возможным интервалом перфорации.

Использование диэлькометричсской влагометрии для исследования состава скважинной смеси основано на зависимости показаний метода от ее диэлектрической проницаемости. Глубинные диэлькометрические влагомеры представляют собой LC-генераторы, в колебательный контур которых включен измерительный конденсатор проточного типа. Существуют две разновидности глубинных влагомеров, имеющие различные методические возможности, — пакерные и беспакерные.

Рис. 1.Схематическая конструкция пакерных (а) и беспакерных (б) влагомеров

1 - измерительный преобразователь; 2 – центральная обкладка датчика; 3 – труба измерительная; 4 – пакер; 5 – обсадная колонна

В беспакерном приборе через датчик проходит только часть смеси, движущейся по колонне. Показания беспакерного влагомера зависят от распределения степени обводненности продукции по сечению колонны и условий обтекания датчика прибора компонентами смеси. Беспакерные влагомеры служат в основном для определения содержания воды в турбулентном потоке гидрофобной смеси (выше ВНР в скважине), когда водонефтяную смесь с некоторым приближением можно рассматривать как гомогенную среду и изменением обводненности продукции по сечению колонны можно пренебречь.

В пакерном влагомере через датчик пропускается вся движущаяся по колонне смесь нефти с водой. Это позволяет фиксировать притоки нефти в гидрофильную смесь, не выделяемые по данным беспакерного влагомера. Установка пакера приводит к существенному увеличению скорости движения смеси в измерительной камере прибора, что позволяет получать более достоверные сведения об обводненности продукции, особенно в низкодебитных скважинах (ниже 100 М3/сут). Однако пакерные приборы вследствие внесения дополнительных гидравлических сопротивлений потоку могут в случае нарушения целостности цементного камня в интервале перфорации исказить реальный профиль притока.

Резистивиметрия основана на использовании электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины: удельного электрического сопротивления или проводимости.

Существуют две модификации резистивиметров:

а) бесконтактные индукционные резистивиметры, предназначенные для измерения удельной проводимости;

б) одноэлектродные резистивиметры на постоянном токе для измерения удельного сопротивления.

Резистивиметрия является основным методом для различения двух типов смеси в скважине - гидрофильной (нефть в воде) и гидрофобной (вода в нефти). Это обусловлено существенным различием электрических свойств этих смесей. Гидрофильная смесь имеет удельное сопротивление (проводимость), близкое к воде, гидрофобная смесь - близкое к нефти. Индукционная резистивиметрия основана на измерении электропроводности жидкостного «объемного» витка связи методом вихревых токов. Индукционный датчик проточно-погружного типа содержит две тороидальные катушки, одна из которых возбуждает в исследуемой среде токи высокой частоты (100 кГц), а вторая принимает сигналы, пропорциональные удельной проводимости среды. Объемный виток связи создается цилиндрической колонкой жидкости, находящейся в измерительном канале датчика, и внешним объемом жидкости, омывающей датчик.

Индукционная резистивиметрия при исследовании действующих эксплуатационных скважин применяется для решения следующих задач:

а) определения местоположения ВНР в скважине (границ перехода смеси из гидрофильной в гидрофобную);

б) установления структуры потока гидрофильной смеси с различным содержанием нефти;

в) выделения в гидрофильной среде мест поступления в колонну воды с различной степенью минерализации.

Достоинство индукционной резистивиметрии – возможность индикации слабых притоков нефти при большом содержании воды в колонне и высокая чувствительность к изменению минерализации воды.

Одноэлектродные рсзистивиметры на постоянном токе в действующих нефтяных скважинах используются лишь для установления типа движущейся в скважине смеси: гидрофильная или гидрофобная. Резкое различие удельных сопротивлений смесей этих двух типов позволяет проводить качественные измерения без тарировки прибора и определения истинных величин удельных сопротивлений. Достоинством метода является простота схемы измерений, позволяющая комплексировать токовой резистивиметр в одном приборе с другими датчиками для исследования действующих скважин.

Термометрия является одним из основных методов в полном комплексе исследований скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений. Данные термометрии используются при решении практически всех задач контроля. В перфорированных пластах термометрия применяется для выделения интервалов притока (приемистости), определения отдающих (поглощающих) пластов и установления интервалов обводнения. В неперфорированных пластах термометрия служит для прослеживания местоположения температурного фронта закачиваемых вод. При контроле технического состояния скважин термометрия используется для выявления затрубных циркуляций и определения мест негерметичности обсадной колонны и лифтовых труб. Для выбора оптимального режима работы технологического оборудования данные термометрии могут быть использованы для определения глубины и интервалов разгазирования нефти и установления уровня жидкости в скважине.

К достоинствам термометрии скважин относятся: а) возможность исследования объектов, перекрытых лифтовыми трубами; б) возможность получения информации о работе пласта, недоступного для исследования в действующей скважине (например, в скважинах, эксплуатирующихся с помощью электропогружных центробежных насосов, при высоких устьевых давлениях и т. п.), по измерениям, выполненным в остановленной скважине, после ее глушения и извлечения технологического оборудования; в) выявление слабо работающих перфорированных пластов, когда другие промысловые методы не эффективны; г) выявление интервалов обводнения независимо от минерализации воды, обводняющей пласт; д) возможность более точной отбивки подошвы нижнего отдающего (поглощающего) интервала в действующей скважине по сравнению с методами, исследующими состав и дебит смеси.

Исследования с целью выявления мест негерметичности обсадной колонны и лифтовых труб проводятся в работающей скважине в два этапа. На первом этапе выполняются исследования общего вида. Записывается основная термограмма в относительно большом интервале ствола скважины. Ориентировочно определяются возможные места негерметичности по характерным искажениям термограммы. На втором этапе в выделенных интервалах проводятся детальные исследования (записываются основная и контрольные диаграммы), по которым уточняется положение мест негерметичности.

Выявление затрубной циркуляции между неперфорированными пластами относится к исследованиям общего вида. Измерения проводятся в длительно простаивающих и остановленных скважинах, находящихся в режиме теплового равновесия с окружающими породами. Записывается основная диаграмма в интервале исследуемых пластов и прилегающих к ним перемычках. В остановленных скважинах время наступления теплового равновесия определяется по стабилизации температуры в перемычках, расположенных над интервалом исследования и ниже него, затрубная циркуляция в которых маловероятна. На каждом месторождении это время может быть установлено экспериментально по кривым восстановления температуры в остановленной скважине, полученным путем периодической регистрации температуры на фиксированной глубине или по серии температурных кривых.

Исследования с целью выделения интервалов притока (приемистости) относятся к детальному виду. В действующей скважине производится запись основной и контрольной термограмм в интервале исследуемых пластов и перемычках между ними. Интервал исследований должен включать участки ствола мощностью несколько десятков метров (20-30 м), расположенные над интервалом перфорации и ниже него. При небольшом зумпфе измерения проводятся до забоя скважины. В фонтанирующих скважинах программа работ должна предусматривать измерения в лифтовых трубах (интервал не менее 20 м) для определения местоположения воронки лифтовых труб, являющейся дополнительным репером привязки термограмм по глубине. Следует отметить, что интервалы приемистости на термограммах действующих нагнетательных скважин отмечаются лишь в благоприятных случаях (высокая удельная приемистость интервала на фоне низкой суммарной приемистости скважины, небольшое время работы скважины, интервалы приемистости расположены на достаточно большом удалении друг от друга). Поэтому исследования в действующих нагнетательных скважинах проводятся в основном для выделения нижней границы интервала приемистости и установления затрубной циркуляции в нижележащий пласт, не вскрытый перфорацией.

Для выделения отдающих (поглощающих) пластов проводятся детальные исследования в действующей, а после наступления теплового равновесия в остановленной скважине. Оптимальное время остановки скважины выбирается на основании опыта работ на месторождении по исследованию стабилизации температуры в кровле (для эксплуатационной скважины) или подошве (для нагнетательной скважины) перфорированного интервала. При отсутствии таких сведений измерения проводятся через сутки после остановки скважины. Записывается основная И контрольная термограммы. Исследуются интервал перфорации, ближайшие неперфорированные пласты и примыкающие к ним перемычки.

При выявлении затрубной циркуляции между перфорированным и нижележащим неперфорированным пластами исследования в остановленной скважине проводятся в том случае, когда задача выявления затрубной циркуляции по измерениям в действующей скважине однозначно не решается. Программа работ в этом случае предусматривает проведение измерений в остановленной на короткое время (3-4 ч) скважине. Измерения в остановленной на длительное время скважине после наступления режима теплового равновесия проводятся лишь в случае, когда исследования в остановленной на короткое время скважине не дают однозначного результата.

При проведении исследований в остановленной эксплуатационной скважине с целью выявления затрубной циркуляции снизу величина зумпфа должна быть такой, чтобы на термограмме действующей скважины надежно фиксировалась минимальная температура против перемычки, расположенной ниже интервала перфорации. В нагнетательной скважине для исследований должны быть доступны пласт, расположенный ниже интервала перфорации, и подстилающая его перемычка.