Диссертация (1173007), страница 15
Текст из файла (страница 15)
Затемзарегистрирована серия термограмм в процессе запуска скважины в эксплуатацию(термограммы TЭЦН1). Последняя термограмма из этой серии (TЭЦН1-24) полученачерез 24 часа после запуска.Затем скважина была вновь остановлена (термограммы ТОСТ в окне VI). Далеев течение 10 часов выполнялся мониторинг ее повторного запуска (термограммыТЭЦН2 в окне VII). В его завершении зарегистрирована термограмма TЭЦН1-10.В каждом из названных циклов была зарегистрирована серия термограмм. Врезультате удалось детально изучить переходные процессы, как при запускескважины (при формировании распределения температуры, связанного состабильным отбором), так и после остановки (при возникновении температурнойаномалии, обусловленной перетоком).Особенности термограмм в циклах практически не отличается друг от друга.Это свидетельствует об идентичности поведения скважины в каждом циклеостановки и запуска.Фактперетокавстатикеподтверждаетсясостояниемразработкиместорождения.
Верхний пласт обладает большей проницаемостью и большимпластовым давлением. В определенных случаях возможна ситуация, когда данныйэффект будет проявляться в работающей скважине (рисунок 3.3 окно V, VI, VII).В условиях рассматриваемой скважины продолжительность переходныхпроцессовсоставилаоколо20-24часов,далеетемпературавстволестабилизировалась. Именно начиная с этого времени по термограммам винтервалах между пластами возможны количественные оценки дебита. Причем вкачествефоновогоможноиспользоватьгеотермическоераспределениетемпературы, что было выявлено по результатам моделирования и представлено вглаве 2.99Рисунок 3.3 - Результаты исследований скважины **230.
I- колонка глубин, IIвскрытые совместно объекты, III- конструкция скважины со схемой движенияфлюида по стволу IV-диаграммы гамма метода (ГК) и локатора муфт (ЛМ), V–результаты термометрии при работе ЭЦН1 (TG – условная геотермограмма, Tf– термограмма в длительно простаивающей скважине, TЭЦН1- термограммы вдействующей скважине через 0.25 ,3 ,10 и 24 часа после запуска), VI –результатытермометрии в остановленной скважине (TЭЦН1-24 -термограмма в действующейскважине через 24 часа после запуска, Тост - термограммы в остановленнойскважине через 1 и 10 часов после выключения ЭЦН1), VII–результатытермометрии при работе ЭЦН2 (Тост-24 - термограмма в остановленнойскважине через 24 часа после выключения ЭЦН1, TЭЦН2- термограммы вдействующей скважине через 1 ,3 и 10 часов после повторного запуска), VIII –результаты влагометрии100Данное исследование подтверждает вывод, полученный на основе сериитеоретических расчетов глава 2.2. Приближенные формулы, справедливые дляусловий непрерывной стабильной работы скважины, можно использовать приоценке дебита в скважинах с ЭЦН, оснащенных байпасной системой «Y-tool».Кратковременныетехнологическиеостановкискважины(вовремяподготовки подземного оборудования к исследованиям) не препятствуют этому, анаоборотувеличиваютинформативность(дажевслучаевозникновениямежпластовых перетоков).
Необходимо только, чтобы остановку и последующийцикл измерений разделял период стабильного отбора. Продолжительность этогопериода должна превышать длительность остановки не менее чем в 1раз.Рассмотренные пример наглядно демонстрирует возможности термометриипри оценке притоков в условиях низкой проницаемости и невысоких дебитовпластов.3.3Оценка интенсивности межпластовых перетоков в статикеДо этого рассматривались примеры, в которых были показаны возможностиколичественной оценке вклада каждого пласта в суммарный поток. Теперьрассмотримисследования,вкоторомтермометрияпомогаетоценитьинтенсивность перетока.Скважина **592, приведенная в следующем примере, исследовалась дваждыпри различной депрессии.
Изменение депрессии связано со снижением во временизабойного давления. Первый цикл измерений в данной скважине был выполненчерез 20 дней (рис. 3.4), а второй – через 3 месяца после запуска скважины в работу(рис.3.5).Обратим внимание на величину забойного давления в циклах исследования.В первом цикле оно составляло около 9.6 МПа в кровле продуктивной толщи, вовтором цикле эти значения снизились до 7.4 МПа. Вследствие низкой депрессии впервом цикле исследований переток по стволу происходит не только востановленной, но и в действующей скважине. Во втором цикле все пластыработают в режиме отбора.101Рассмотрим более подробно результаты исследований в первом цикле (рис.3.4).
Сначала был зарегистрирован фоновый замер термометром в остановленнойскважине (термограмма Tf в окне V). Затем выполнена серия термограмм послезапуска насоса (ТЭЦН). В этот период времени температура в стволе монотонноросла.Рисунок 3.4 - Результаты первого цикла исследований скважины **592. I- колонкаглубин, II- вскрытые совместно объекты, III- конструкция скважины со схемойдвижения флюида по стволу, IV-диаграммы гамма метода (ГК) и локатора муфт(ЛМ), V –VI –результаты термометрии при работе ЭЦН и в остановленнойскважине (TG – геотермограмма, Tf – фоновая термограмма, TЭЦН- термограммыв действующей скважине через 0.25, 3, 10 часов после запуска, TЭЦН-28термограмма в действующей скважине через 28 часов после запуска, Тост –термограммы в остановленной скважине через 0.25, 2 и 7 час после выключенияЭЦН), VII – результаты влагометрии, VIII- результаты резистивиметрии, IX –результаты механической расходометрии102Рисунок 3.5 - Результаты второго цикла исследований скважины **592.
Iколонка глубин, II- вскрытые совместно объекты, III- конструкция скважины сосхемой движения флюида по стволу, IV-диаграммы гамма метода (ГК) илокатора муфт (ЛМ), V –VI –результаты термометрии при работе ЭЦН и востановленной скважине (TG – условная геотермограмма, Tf – фоноваятермограмма, TЭЦН – термограммы в действующей скважине через 0.25 и 3 часапосле запуска, TЭЦН-32 термограмма в действующей скважине через 32 часа послезапуска, Тост – термограммы в остановленной скважине через 0.25 и 3 час послевыключения ЭЦН, А, В – интервалы вне работающих пластов, выбранные дляоценки дебитов), VII – результаты влагометрии, VIII- результатырезистивиметрииРезультаты термометрии через 28 часов после запуска (термограмма ТЭЦН-28),показали, что этого времени недостаточно для выхода нижнего пласта на режимотбора.
По всем термограммам при запуске скважины (рис.3.4) диагностируетсянисходящее движение жидкости из пласта ХХ10 1-3 и ее поглощение в подошвепродуктивной толщи (при запуске скважины интенсивность перетока снижается).103После 28 часов работы скважина была остановлена. Температура в стволеначала снижаться и через несколько часов снова достигла фоновой (термограммаTОСТ-24 Тf в окне VI).Во втором цикле исследований (рис.3.5) скважина ведет себя иначе.
Циклначался с измерений температуры в статике и при запуске скважины (термограммыTf и ТЭЦН в окне V). Через сутки (термограмма ТЭЦН-32) после запуска в стволеначался приток из всех перфорированных пластов.Через несколько часов после остановки скважины под воздействиеммежпластового перетока в стволе формируется распределение температурыблизкое к фоновому (термограммы ТОСТ-24 Тf в окне VI).По результатам термометрии доля в суммарном дебите пласта ХХ10 1-3, вкровле продуктивной толщи составляет 96%.
Суммарная доля нижележащихпластов 4%. Дебит перетока составляет 18 % от дебита технологического режимаотбора.3.4Возможности применения методики в горизонтальныхскважинахИнтерпретациятермограммвнеработающихпластовможетбытьинформативна не только в вертикальных, но и горизонтальных скважинах.Следующий пример, представленный на рисунке 3.6, иллюстрирует возможностинестационарной термометрии при оценке интервальных дебитов в нестабильноработающем горизонтальном стволе.
Коллектор представлен карбонатнымиотложениями, скважина фонтанирует с суммарным дебитом 19м3/сут.Особенностью данной скважины является то, что выше глубины 2814 мосновную долю в притоке составляет сильно газированная нефть. Этоподтверждают результаты оценки плотности заполнителя ствола по барометрии.Ствол ниже указанной глубины, преимущественно заполнен жидкостью.Именно в этом интервале возможна оценка дебита пласта по результатамтермометрии.104Исследование проводилось по следующей технологии: скважина былаостановлена и был произведен фоновый замер (Tf), далее было произведено двазамера при фонтанировании (Tфонт) после чего снова последовала остановка ипроизведена запись кратковременной статикиПо результатам интерпретации термограмм интервалы 2936-2948м и 2844.92879м вносят основной вклад в суммарную добычу из заполненной жидкостьюносочной части ствола соответственно 30% и 70%.Результаты ПГИ в данной скважине были использованы при принятиирешений по оптимизации проводки новых скважин, в том числе для коррекциитраектории ствола без вскрытия газовой шапки [79].Рисунок 3.6 - Результаты исследований скважины **4.
В окнах слева направо: Iколонка глубин, II- конструкция скважины, III- литологическая колонка, IVнасыщение и коэффициент пористости, V - диаграммы гамма метода (ГМ) илокатора муфт (ЛМ), VI –результаты исследований термометрии (Tf –термограмма фоновая, Tфонт- термограммы в действующей скважине, А, В –интервал вне работающих пластов, выбранный для оценки дебита) , VII–результаты барометрии1053.5Выводы к главе1.В условиях слабого, нестабильного или многофазного притокатермометрия может быть эффективным инструментом контроля профиля притока.Основойколичественнойинтерпретациитермограммявляетсяанализособенностей поведения температуры вне интервалов притока.2.Примеры исследований показывают возможность количественнойинтерпретации результатов термических исследований при циклической работескважины, на данный момент на ЮЛТ Приобского месторождения выполненоболее 60 исследований в 28 скважинах опорного фонда.
Они позволили оценитьвклад пластов в суммарный приток.3.На реальных эксплуатационных объектах показаны возможностидиагностики и оценки интенсивности межпластовых перетоков по стволу,возникающих в залежи при высоких контрастах фильтрационных свойств ипластовых давлений.4.НестационарнаявысокоинформативнойтермометриясоставляющейявляетсякомплексанеотъемлемойПГИ, котораяипозволяетполучить характеристику исследуемого объекта не только на качественном, но и наколичественном уровне, что дает возможность не только оптимизироватьвыработку и выбрать правильную модель разработки, но и скорректировать выборзакачивания и траекторию ствола скважины.5.Возможности количественной интерпретации термограмм, безусловно,не безграничны и сильно зависят от условий исследований в конкретной скважине.Опыт проведения и интерпретации результатов термометрии, накопленный кнастоящему времени, свидетельствует, что вряд ли создан универсальный подходк технологии проведения измерений и интерпретации полученных результатов.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
