Исследование скважин в период освоения и опробования

="justify">     а) Рис. 6.5. Определение нефте-водопритоков а - по инверсии калориметрического смешивания после пуска скважины; б - по особенностям образования температурных аномалий при кратковременном нагнетании и отборе жидкости. 
 

     Пуск скважины в эксплуатацию вызывает приток жидкости из пласта, что в свою очередь приводит к возникновению в стволе восходящего потока. Характерной особенностью в распределении температуры в этот период является то, что при наблюдающемся росте температуры против перфорированного пласта на термограммах отмечается температурная аномалия («излом» кривой), которая перемещается во времени со скоростью потока. Существенные изменения градиента температуры на кривых объясняются продвижением объема жидкости, вышедшей из пласта в первые моменты времени при переходе к режиму отбора. Следует заметить, что определенное влияние на характер регистрируемой термограммы после пуска, в том числе и на «излом» кривой, оказывает не мгновенность регистрации температурной кривой по стволу скважины (или временной эффект записи) см.4б.

     Начало изменения температурного градиента (при движении сверху) соответствует границе контактирования жидкости, находившейся в скважине против перфорированного пласта с жидкостью, вытекающей из пласта. Относительная стабилизация температуры в интервале пласта приводит в последующие моменты времени к выравниванию температурной аномалии по стволу скважины. При соответствующих условиях «излом» температурной кривой можно использовать для оценки дебита восходящего потока жидкости.

     При наличии в разрезе скважины нескольких перфорированных (отдающих) пластов, как и в длительно работающих скважинах в пределах вышележащих горизонтов проявляется эффект калориметрического смешивания. Величина калориметрического эффекта, как известно, зависит от дебитов и температур смешивающихся потоков. В случае совпадения температур потоков-восходящего снизу и поступающего из пласта - интервал поступления жидкости в скважину на термограмме может не отмечаться. Кроме того, если расход жидкости поднимающейся снизу значителен по сравнению с притоком из верхнего пласта, то выделение последнего по термограммам также затруднительно. Однако, учитывая наличие в стволе скважины после пуска движущегося «фронта» жидкости, можно «регулировать» величину аномалии в верхних пластах, увеличивая (или уменьшая) ее выбором соответствующего времени регистрации термограммы после начала притока жидкости из пласта, т.е. подбирая так начало регистрации, чтобы «фронт» жидкости из нижнего пласта не дошел до верхнего.

     Установление температуры в интервале перфорации и выше, в основном, происходит за счет конвективного переноса тепла. Ниже интервала перфорации установление теплового поля в скважине осуществляется путем кондуктивного переноса (теплопроводности), и этот процесс очень медленный. Вследствие изменения температуры перфорированного горизонта в среде, подстилающей пласт, возникает одномерный нестационарный поток тепла. Зона нарушения первоначального (геотермического) распределения температуры в зумпфе (расстояние от нижних перфорированных дыр до точки z_r - точки выхода температурной кривой на геотерму) за счет теплоотдачи от работающего пласта не превышает 1 м вследствие кратковременности работы скважины.

     В случае промывки скважины пресной водой перед ее освоением при поступлении из пласта минерализованной воды может возникнуть гравитационная конвекция в зумпфе. Последняя может привести к значительным затяжкам температурной аномалии в зумпфе. Причем характер аномалии в этом интервале будет аналогичен случаю заколонного движения жидкости (см. результаты лабораторного эксперимента на рис.6). Здесь необходимо проведение исследований методами состава (Рез или ГГП) до и после вызова притока жидкости из пласта.

     Резкое снижение забойного давления вследствие прорыва воздуха через НКТ приводит к проявлению в скважине эффекта адиабатического расширения. Особенно четко этот эффект отмечается в зумпфе скважины. На термограмме, зарегистрированной в этот период, наблюдается скачок (смещение) температурной кривой влево по шкале температур. Абсолютные значения температуры в этом интервале уменьшаются. В дальнейшем, в зависимости от длительности III периода, наблюдается медленное смещение температурной кривой в зумпфе к первоначальному ее положению вследствие теплообмена с окружающими скважину горными породами. На рис.6.4б представлены схематические распределения температур при работе скважины в режиме отбора.

Прекращение подачи воздуха, вследствие отключения компрессора, вызывает увеличение забойного давления в скважине. 1V период, таким образом, характеризует процесс восстановления забойного давления до пластового (участок кривой 5-6 на рис.1б). При этом происходит уменьшение депрессии при продолжающемся притоке жидкости из пласта. Жидкость из пласта, также как и из НКТ, поступает в межтрубное пространство скважины и приводит к повышению уровня (состояние IV на рис.1а). В скважине и в пласте в этот период наблюдается процесс восстановления температурного поля, нарушенного опробованием. Здесь можно выделить два основных процесса, определяющих характер изменения температуры в скважине: 

          

     Рис. 6. Распределение температуры в зумпфе модельной скважины. Кривые 1,2,3,4 через 15,35,65 и 120 мин. после начала снижения температуры в пласте (режим нагнетания). Кривые 5,6,7,8 через 5,35,120,240 мин. после увеличения температуры в пласте (режим отбора). 

конвективный перенос тепла жидкостью, притекающей из пласта после прекращения работы компрессора, и процесс теплообмена жидкости с окружающей средой за счет теплопроводности. При этом основное снижение температуры в пласте после остановки скважины обусловлено продолжающимся притоком жидкости из пласта.

     Анализ экспериментального материала показывает, что после прекращения работы компрессора против отдающих пластов, как правило, наблюдается уменьшение величины температурной аномалии. Причем в первые моменты времени темп восстановления температуры высокий вследствие преобладания при этом процесса конвективного восстановления. Полного восстановления первоначальной температуры в пласте к моменту прекращения притока обычно не происходит и дальнейшее расформирование остаточного температурного профиля осуществляется за счет теплопроводности.

     Выше отдающих пластов затухающий конвективный поток, наоборот, замедляет процесс восстановления температуры в скважине. Кратковременность теплового возмущения, вызванного опробованием, позволяет говорить о практическом отсутствии зоны нарушения в окружающих породах, радиус которой можно приближенно оценить из выражения 

                                             

     Снижение скорости потока в стволе скважины уменьшает, в свою очередь, и экранизирующее влияние его (потока)на процессы, происходящие за колонной, что создает, например, благоприятные условия для выявления заколонных перетоков сверху.

     Если в скважине имеется несколько отдающих интервалов, то при увеличении забойного давления в этот период изменяется и гидродинамическое состояние всех отдающих пластов. Поэтому именно в этот период могут возникать различного рода межпластовые перетоки. Происходит изменение соотношения дебитов жидкости по пластам. Все это, в свою очередь, влияет на форму температурных кривых против отдающих пластов и в скважине в целом.

     Зумпф скважины, как правило, прямым влиянием потока жидкости из пласта не охвачен. Но даже при уменьшении тепловой аномалии против перфорированного горизонта одномерный тепловой поток в подстилающих породах продолжает существовать. Поэтому иногда в этот период можно наблюдать дальнейшее смещение точки z_r.

     В связи с тем, что в скважине могут быть жидкости с различающимся адиабатическим коэффициентом (например, вода и нефть), в этот период может быть зарегистрирована аномалия типа «ступеньки», приуроченная к уровню раздела жидкостей.

     Существенным моментом при исследовании скважины в этот период является то, что в конечном итоге все температурные аномалии (распределения температуры) по характеру и форме стремятся к соответствующим первоначальным, имеющим место в первый период состояния скважины. В этом заключается другая отличительная особенность, характеризующая переходный характер процессов в скважинах, осваиваемых компрессором: осуществление в скважине условий перехода от режима отбора к режиму первоначального состояния покоя.                        

     Примечание. Рассмотренные выше особенности формирования температурных полей независимо от конкретного нефтяного района всегда проявляются при опробовании скважины компрессором. При этом следует учитывать лишь такие особенности месторождений, как различие естественных градиентов температуры, коллекторских свойств пластов, теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород, различий в величинах давлений насыщения нефти газом, газового фактора. Наличие всякого рода осложнений: заколонных перетоков, негерметичности обсадной колонны, внутрипластовых перетоков и т.д. существенным образом может изменять описанные выше закономерности в образовании тепловых полей в том или ином участке ствола скважины.

     Как только уровень жидкости достигает статического - забойное давление вновь становится равным пластовому (V период на рис.1б). Приток жидкости из пласта прекращается, и скважина «возвращается» в первоначальное гидродинамическое состояние покоя (состояние V на рис.1а).

     Таким образом, при компрессорном освоении и опробовании в скважине наблюдается сочетание кратковременного пуска и последующей остановки, что приводит к возникновению сложных переходных процессов - происходит практически постоянное изменение забойного давления с изменением скорости и направления потоков жидкости. 

     Особенности методики исследований 

     Общие положения 

     1. Технология (методика) исследований скважин определяется тем арсеналом измерительных средств (методов), имеющихся на вооружении геофизических партий, конкретными задачами, которые необходимо решать в той или иной ситуации, а так же положением утверждающим получение максимума информации при минимуме средств и времени.

     2. Обычно исследованию подлежат все скважины, давшие при освоении нефть с водой или воду при нефтенасыщенности пласта по электрокаротажу. Так же испытываются пласты для проверки геофизических характеристик при насыщенности пласта нефтью с водой и водонасыщенные.

     3. При опробовании разведочных скважин исследованию подлежат и скважины, давшие при этом безводную нефть.

     Опыт показывает, что для эффективного решения задач нефтепромысловой   / геологии, возникающих при освоении и опробовании, необходим комплекс методов: гамма каротаж; локация муфт; термометрия; расходометрия (варианты СТД и МД); методы состава (влагометрия – ВГД, резистивимитрия – РИС и гамма-плотнометрия-ГГП); барометрия.

     4. Для уменьшения дополнительных затрат средств и времени на исследования разработанные методики решения задач хорошо вписываются в существующую технологию компрессорного освоения скважины. 

     Выбор интервала исследований 

     1. Исследования скважин при их освоении или опробовании компрессором сводятся к спуску скважинной аппаратуры через насосно-компрессорные трубы, оборудованные на устье сальниковым устройством, а внизу воронкой, и регистрации интересующих устройством при спуске или подъеме прибора. Интервал исследований обычно выбирается их характера и назначения. При этом различают общие или поисковые и детальные исследования.

     2. Общие исследования проводят, как правило, по стволу скважины от динамического (статического) уровня до продуктивных горизонтов. Регистрацию осуществляют в масштабе глубин 1:500. Детальные исследования осуществляются в интервалах продуктивных горизонтов до забоя и возможных заколонных перетоков, а также в интервалах температурных аномалий отмеченных при поисковых исследованиях. Производят детальные исследования в масштабе глубин 1:200.

     3. Интервал детальных исследований, включая и неперфорированных 
водоносные пласты потенциально возможные источники обводнения, должен быть свободен от насосно-компрессорных труб. При этом низ НКТ должен быть на 50 м выше таких пластов. Невыполнение этого условия, а так же перепуск НКТ ниже перфорированных интервалов, или же чрезмерная близость к ним, резко снижает эффективность исследований термометрии и других методов. Связано это с наличием 
движения жидкости в трубах и за ними в процессе освоения и возникновением в этом интервале значительных температурных аномалий, которые могут маскировать процессы, происходящие в интересующих нас интервалах.