Диссертация (1173007), страница 14
Текст из файла (страница 14)
В перспективе экспрессные способыинтерпретации термограмм с учетом данного фактора могут стать основой89экспрессной количественной интерпретации термограмм в горизонтальныхскважинах, вскрывающих коллектора аномально низкой проницаемости.90ГЛАВА 3. РЕЗУЛЬТАТЫ АПРОБАЦИИ И ВНЕДРЕНИЯ МЕТОДИКИИНТЕРПРЕТАЦИИ И АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ТЕРМИЧЕСКИХИССЛЕДОВАНИЙВ настоящей главе обобщены результаты апробации и внедренияусовершенствованной методики оценки интервальных дебитов по результатамтермических исследований скважин в интервалах вне работающих пластов повеличине нормированного коэффициента теплоотдачи.Рассмотрены и реализованы на практике оценки дебитов в условияхциклической работы скважин на совместно эксплуатирующихся многопластовыхобъектах, исследуемых с помощью байпасной системы «Y-tool». Подобранныематериалы позволяют обосновать и проиллюстрировать оптимальные технологиипроведения измерений.В рамках анализа фактических материалов определены рациональныедлительности циклов остановки и запуска скважины для обеспечения высокойинформативности термических исследований.В данной главе автор рассматривает возможности диагностики и оценкиинтенсивности межпластовых перетоков по стволу, возникающих в залежи привысокихконтрастахфильтрационныхсвойствипластовыхдавлений.Рассмотрение данных примеров также очень важно, поскольку они такжеиллюстрируют фрагменты внедрения авторской методики анализа термическихисследований, обоснованной ранее в главе 2.В завершении данной главы рассмотрены возможности усовершенствованияавторской методики для условий оценки профиля притока и приемистости вгоризонтальных скважинах.
Данное направление является одним из наиболееперспективных дальнейших направлений работ.3.1Количественная интерпретация термограмм с учетом возможногонестабильного притокаДля количественной интерпретации термограмм в добывающих скважинахпо рассматриваемой методике наиболее благоприятны условия долговременногостабильного притока, желательно на технологической депрессии.
Оптимальным с91этой точки зрения является режим фонтанирования. Обеспечить подобные условияв скважинах механизированного фонда можно далеко не всегда. Штатныегеофизические исследования подобных скважин возможны только в периодосвоения при строительстве и капитальном ремонте. В таких условиях добитьсядлительного и стабильного притока сложно, а иногда просто невозможно.Приэтомстабильнаяработапласта,необходимаядляуспешнойинтерпретации ПГИ, может быть, как правило обеспечена только в цикле закачки.Но подобные условия не всегда приемлемы. Это связано прежде всего свозможным загрязнением пласта.
Кроме того, полученные результаты далеко невсегда будут достоверно отражать последующую работу пласта в режиме отбора.Поэтому оптимально исследовать скважину на режиме технологическойдепрессии.Такаявозможностьможетбытьобеспеченаприоборудованииэксплуатационных добывающих скважин байпасными системами «Y-tool».Подобные системы нашли широкое применение при исследовании скважин намногопластовом месторождении в одной из Российских компаний.Обоснование информативности, планирование исследований скважин, атакжеанализиобобщениеполученныхрезультатовпроводилисьпринепосредственном участии автора диссертационной работы.На данном месторождении единой сеткой скважин эксплуатируетсясовместно несколько продуктивных объектов.
Продуктивная толща представленатерригенными коллекторами низкой проницаемости (от единиц до десятых долеймД). За счет неравномерной выработки и влияния нагнетания текущие пластовыедавления во вскрываемых совместно объектах различны [77].Несмотря на повсеместное применение гидроразрыва пластов, вследствиенизкой проницаемости коллекторов технологические дебиты вертикальныхскважин не превышают 100 м3/cут.
Вследствие снижения забойного давления нижедавления насыщения для режима отбора характерно многофазное заполнениествола.92Из-за малой скорости, сложного состава и структуры потока в стволе дляоценки интервальных дебитов не информативна механическая расходометрия.Относительные дебиты пластов возможно оценить только по результатамтермометрии.Формальноеиспользованиестандартнойметодикиинтерпретациитермограмм вне интервалов притока на данном объекте оказалось невозможным.Это связано с тем, что подготовка скважины и установка оборудования «Y-tool»для проведения ПГИ требует относительно длительной (около суток) остановкискважины. Вследствие существенного различия давлений в совместно вскрытыхпластах, в цикле остановки скважины возникают межпластовые перетоки,существенно искажающие поле температуры в стволе.
При последующем запускескважины тепловое поле нивелируется. Однако этот процесс протекает оченьмедленно. По этой причине количественная интерпретация термограмм на основерасчетных соотношений для стабильного притока непосредственно послестабилизации режима технологического отбора невозможна.Анализ переходных процессов при запуске скважины в условияхмежпластового перетока, а также обоснование необходимой длительности работыскважины является одной из основных задач выполненного автором исследования.Еерешениюпрактическицеликомпосвященаглава2представленнойдиссертационной работы. Рассматриваемые материалы иллюстрирует основные,полученные автором, результаты.Высокая информативность термометрии на рассматриваем объекте связана сотносительно низкими дебитами скважин (до 100 м3/сут) и большой толщинойнеперфорированных интервалов (от 50 до 100 м), разделяющих работающиепласты.Рассмотрим примеры количественной интерпретации термограмм (рисунок3.1).
Одним стволом вскрыто 3 объекта (XX10.1-3, XX10.4, XX12.3-5). Технологияисследования включает в себя следующие циклы: остановка скважины, для подготовки подземного оборудования. В концецикла остановки выполнен фоновый замер температуры (Tf);93 запуск скважины, отбор на технологической депрессии. Дебит составил48 м3/сут при обводнености продукции около 85%. В первые сутки отбора вскважине зарегистрирована серия термограмм (через 15 мин, 1, 3, 10 часов,последняя ТЭЦН_26 – через 26 часов после запуска насоса и соответственно выходана режим); остановка скважины.Интересноповедениетепловогополявостановленнойскважине(термограмма Tf окно VI).
Характерного для этого случая приближениятемпературы в стволе к геотермической не наблюдается. Распределениетемпературы между пластами xx10.1-3 и xx10 4 свойственно движению жидкостипо стволу вниз.Однако уже через 10 часов после запуска влияние технологического режимаотбора на тепловое поле преобладает. После 26 часов непрерывной работы насосана результаты термических исследований практически не влияет предшествующаяостановка скважины. Такое поведение термограмм в цикле запуска соответствуетрезультатам моделирования, представленного в главе 2.Для оценки дебитов пластов использованы термограммы (Тэцн-26) придолговременном технологическом отборе. Условия на этом режиме оказалисьблагоприятными.
На фоне естественного теплового поля сформировалосьхарактерное экспоненциальное распределение температуры по глубине. Оноотражает суммарный объемный дебит движущихся в стволе фаз.94Рисунок 3.1 - Результаты исследований скважины **328. I- колонка глубин, IIвскрытые совместно объекты, III- конструкция скважины со схемой движенияфлюида по стволу, IV-результаты ГИС в открытом стволе (диаграммыиндукционного метода и метода самопроизвольной поляризации – ИМ и СП), V–диаграммы гамма метода (ГК) и локатора муфт (ЛМ), VI –результатытермометрии (TG – условная геотермограмма, Tf – термограмма в длительнопростаивающей скважине, TЭЦН- термограммы в действующей скважине через0.25, 3, 10 часов после запуска, TЭЦН-26 термограмма в действующей скважинечерез 26 часов после запуска, А, В – интервалы вне работающих пластов,выбранные для оценки дебитов), VII – результаты влагометрии, VIIIрезультаты резистивиметрии, IX – результаты механической расходометрииДоля верхнего пласта XX10.1-3 в суммарном дебите преобладает (около 99%)соответственно 1% приходится на нижние пласты.
Кратко рассмотрим особенностидругих геофизических методов (окна VII, VIII на рис. 3.1).95Методы определения состава (влагометрия, резистивиметрия) отражаютхарактер заполнения ствола. По их результатам видно, что ствол ниже подошвыпласта ХХ10.1-3 в скважине заполнен преимущественно водой. Нефть движетсячерез столб воды в пробковом режиме.Результаты механической расходометрии в скважине (рис.3.1, окно IX)подтверждают работу всех вскрытых пластов. Приток диагностируется полокальным аномалиям в интервалах перфорации. Однако количественнообработать эти данные невозможно.
Выше интервалов притока приращенияпоказаний не происходит из-за низкой чувствительности датчика расхода.На некоторых режимах работы скважины показания расходомера вышесамого продуктивного пласта не растут, а наоборот, уменьшаются. Это влияниемногофазногозаполненияствола. Нижекровлипластастволзаполненпреимущественно водой. Легкая фаза движется в пробковом режиме, через столбпрактически неподвижной воды и раскручивает турбинку расходомера.Рассмотрим еще один подобный пример (рисунок 3.2), технологияпроведения работ схожа с предыдущим примером и включала в себя остановкускважины (для монтажа оборудования «Y-tool»), запись термограммы (Tf), в концецикла остановки в период перед запуском. Данная термограмма отражает тепловоеполе заколонного перетока, которое сформировалось в остановленной скважине ифактически является условным фоном для начального этапа цикла запуска.Затем был произведена серия замеров (ТЭЦН) при отборе на технологическойдепрессии.
Последний замер данной серии (ТЭЦН-24) был выполнен через 24 часапосле запуска насоса. Дебит составил 65м3/сут при обводнености продукции 80%.После запуска скважины, влияние перетока уменьшается и уже через 3 часаосновное воздействие на тепловое поле оказывает поле притока, а спустя 24 часатермограммуприпритокеможнокорректнопроинтерпретироватьсиспользованием в качестве фонового поля геотермического распределениятемпературы, что подтверждает ранее сделанные выводы по результатаммоделирования процесса тепломассопереноса в главе 2.96Для оценки дебитов пластов в данной скважине использованы термограммы(ТЭЦН-24) при долговременном технологическом отборе.
Условия на этом режимеоказалисьблагоприятными.Вскважинесформировалосьхарактерноеэкспоненциальное распределение температуры по глубине. Оно отражаетсуммарный объемный дебит движущихся в стволе фаз. Доля верхнего пласта (1) всуммарном дебите преобладает и составляет 91%, соответственно 9% приходитсяна нижний пласт (2).Данные примеры показывают подход и возможность количественнойинтерпретации результатов термических исследований при циклической работескважины, на данный момент на месторождении выполнено более 60 исследованийв 28 скважинах опорного фонда, позволившие оценить вклад пластов в суммарныйприток.97Рисунок 3.2 - Результаты исследований скважины ***.
I- колонка глубин, IIконструкция скважины со схемой движения флюида по стволу, III-диаграммыгамма метода (ГМ) и локатора муфт (ЛМ), IV-результаты термометрии (TG –геотермограмма, Tf – фоновая термограмма, Tэцн - термограмма в действующейскважине, отличающиеся временем, прошедшим после запуска ЭЦН, А, В –интервалы вне работающих пластов, выбранные для оценки дебитов), V –результаты барометрии, VI –результаты влагометрии3.2Контроль динамики теплового поля при циклическом изменениирежима работы скважиныДля дополнительного обоснования возможностей использования приинтерпретации термограмм данной методики были запланированы и выполненыисследования по расширенной технологии, пример представлен на рисунке 3.3.Исследование проводилось по следующей технологии, сначала скважина была98остановлена с регистрациейфона (термограмма Tf в окне V).
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
