Промыслово-геофизические исследования горизонтальных скважин при низком нестабильном притоке

А.А. Колесникова, М.И. Кременецкий, д.т.н., А.И. Ипатов, д.т.н., И.В. Коваленко, к.т.н., Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), В.С. Комаров, Г.М. Немирович (ЗАО «Мессояханефтегаз»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Специфика условий исследований в горизонтальном стволе

Основной целью промыслово-геофизических исследований (ПГИ) горизонтальных скважин (ГС) является выделение фактически работающих интервалов, определение состава и дебита поступающего флюида. Условия исследований в горизонтальных и вертикальных скважинах имеют ряд существенных отличий. В первую очередь среди них следует назвать многофазный расслоенный поток сложных состава и структуры, характерный для горизонтальных скважин [1–7].

При низком дебите уменьшение возможностей ПГИ связано со скоплением в стволе тяжелой фазы (воды, осадка промывочной жидкости, жидкости глушения и др.). При этом наиболее подвижной является легкая фаза, перемещающаяся вдоль верхней образующей ствола скважины. Находящаяся внизу тяжелая фаза, как правило, движется с существенно меньшей скоростью, а иногда может фильтроваться в зону, расположенную на более низких абсолютных отметках. Затрудняет интерпретацию также возможное распределение потока по большой длине ствола. Влияние перечисленных факторов усугубляется сложной траекторией ГС. Наличие участков как с нисходящей, так и восходящей траекторией приводит к появлению в стволе застойных зон и ловушек для воды и газа.

Информативность ПГИ

В перечисленных условиях механическая расходометрия часто часто становится неинформативной, а показания методов определения состава отражают в первую очередь не работу пластов, а характер заполнения ствола скважин.

Существенно меньшими возможностями в ГС по сравнению с вертикальными скважинами обладает и термометрия. Это связано в первую очередь с малой величиной температурных аномалий, что обусловлено незначительным изменением по длине горизонтального участка геотермической температуры и существенно меньшими депрессиями на пласт, чем при исследовании вертикальных стволов. Кроме того, влияют термогравитационное расслоение с избирательным теплообменом в двухфазном неизотермическом потоке (нефть в нефть, вода в воду) и зависимость температуры на выходе из пласта от состава притока.

Если горизонтальный участок не обсажен или вскрыт единым фильтром, то дополнительно результативность термометрических исследований может снизить незначительное различие профиля притока по разрезу. В вертикальном стволе термодинамические эффекты в интервалах притока и между ними можно различить по характерным формам аномалий. В горизонтальном стволе возрастает вероятность встречи протяженных интервалов притока в непосредственной близости друг от друга, причем работа «носка» скважины часто «смывает» эффект от притока из «пяточной части». Это затрудняет однозначную диагностику по термограмме интервала поступления флюида в горизонтальный ствол. Указанный недостаток термометрии усугубляется при нестабильном притоке, когда его вызов осуществляется компрессированием (азотированием). Нередко по отличию измеренной температуры от фоновой видно начало притока, но невозможно определить, как работает ствол (температура изменяется по всей длине скважины равномерно, четкие аномалии, связанные с притоком, отсутствуют).

В рассмотренных условиях применение стандартной аппаратуры ПГИ, где каждый метод представлен одним датчиком, не позволяет однозначно решить задачи контроля притока в ГС и приводит к ошибкам интерпретации. Для успешного выполнения исследований в ГС наиболее эффективен специализированный аппаратурный комплекс PLT, способный решать поставленные задачи в скважинах с многофазным течением и расслоенным потоком. Комплекс предполагает использование сборок специальных модулей с распределенными по сечению ствола многодатчиковыми системами, а также соответствующих технологий доставки приборов на забой.

Опыт проведения ПГИ показывает [7], что наиболее информативными являются результаты, полученные при применении геофизической аппаратуры с несколькими вертикально распределенными по всему сечению ствола датчиками, в составе которых имеются высокочувствительные мини-расходомеры, электрические и оптические датчики состава (например, аппаратурные комплексы зарубежного производства типа FSI, Sondex-MAPS). Исследования с использованием подобной аппаратуры при благоприятных условиях позволяют получить профили истинных и расходных фазовых характеристик потока, определить профиль и состав поступающей в горизонтальный ствол смеси. Однако и у этой аппаратуры есть ограничения по применению. Наиболее успешно она применяется в высокодебитных скважинах с низкой обводненностью.

Повышение информативности ПГИ при нестабильном притоке

Авторы поставили задачу изыскать дополнительные информативные возможности комплекса ПГИ в условиях нестабильного притока, когда снижается результативность практически всех известных методов и технологий, в том числе основанных на использовании современных многодатчиковых приборов PLT.

Один из путей совершенствования комплекса ПГИ заключается в повышении результативности термометрии. Несмотря на описанные выше недостатки, этот метод имеет большие, еще не реализованные полностью потенциальные возможности. Они в первую очередь связаны с изучением нестационарных переходных процессов на основе долговременного мониторинга температуры с помощью распределенных оптоволоконных (DTS) систем. Перспективным также является использование глубинных приборов с распределенными по стволу датчиками температуры. В этом направлении в настоящее время ведутся активные исследования [3, 6].

Следует акцентировать внимание на еще одном актуальном направлении повышения возможностей геофизических исследований — начале широкого внедрения в России отечественной многодатчиковой аппаратуры PLT типа «Сова-С9-ВЛ6», «АГАТ-КГ-42-СТВ-6», «КарСар Горизонт». Все модификации перечисленных глубинных приборов содержат распределенные по сечению ствола датчики диэлектрической проницаемости (влагомеры). Казалось бы, это усовершенствование не имеет видимых преимуществ по сравнению с известными техническими решениями, ориентированными на исследования в вертикальных стволах, и формальное использование таких решений способно лишь повысить достоверность оценки содержания воды и углеводородов в стволе без определения профилей изменения расходных параметров. Однако, как показали результаты исследований скважин на объектах компании «Газпром нефть», на основе многодатчиковой влагометрии можно успешно диагностировать интенсивные притоки нефти из отдельных прослоев, а также прорывы воды и газа. Для решения этой задачи технологию исследований необходимо дополнить разновременными измерениями распределенным влагомером в периоды резкого изменения состава притока в стволе, обусловленного работой пласта при пуске простаивающей скважины, интенсификации притока и др. Относительно слабый и нестабильный приток в процессе измерений в данном случае может превратиться из недостатка в преимущество и обеспечить необходимую длительность переходных процессов, связанных с изменением состава флюида, заполняющего ствол скважины.

Другим необходимым условием успешной диагностики аномальных притоков является включение в комплекс метода спектральной шумометрии, с помощью которого можно получить волновую картину акустической эмиссии и анализировать акустические шумы в широком спектре частот. Анализ спектра получаемого сигнала позволяет выделить средне- и высокочастотные аномалии, связанные с фильтрацией флюида в трещинах и порах коллектора. Это дает возможность устанавливать и оценивать на фоне низкочастотных помех, связанных с движением флюида в стволе скважины, работающие толщины пласта.

Результаты исследования ГС

Успешным примером реализации предложенных технологических решений на основе отечественной аппаратуры стали ПГИ, выполненные на одном из месторождений России. Основной объект разработки представлен терригенными отложениями с нефтенасыщенной толщиной около 30 м, снизу подстилается водой, сверху перекрыт газовой шапкой. Геологической особенностью является раздробленность песчанных тел по площади и разрезу. Объект сформировался преимущественно в континентальных условиях осадконакопления. Этаж нефтегазоносности можно разделить на три стратиграфические пачки — циклита (табл. 1). С переходом от одного циклита к другому идентифицируется ухудшение как связности песчаных тел, так и песчанистости вверх по разрезу. Разработка месторождения планируется системой ГС длиной по 1000 м. Главная сложность определения оптимального подхода к разработке продуктивных пластов заключается в изначальной локализации участков распространения геологических тел с улучшенными свойствами и последующем выборе наиболее эффективной технологии вскрытия циклитов в зонах их совместного и раздельного залеганий.

Таблица 1

При анализе информативности описанных выше исследований следует учитывать, что нефть данного объекта обладает повышенной вязкостью. Вследствие ламинарного течения ее приток в ствол скважины может быть незначительным, что существенно снижает возможности ПГИ при изучении профиля и состава притока. Несмотря на это, результативность исследований оказалась достаточно высокой.

Рис. 1. Результаты промыслово-геофизических исследований скв.***1:
1 — конструкция скважины; диаграммы: 2 — индукционного каротажа и самопроизвольной поляризации в открытом стволе; 3 — гамма-каротажа; 4 — локатора муфт; 5 — барометрии в динамике и статике, инклинометрии; 6 — термометрии; 7 — данные стандартного датчика влагомера; диаграммы: 8 — термокондуктивного расходомера; 9 — резистивиметрии; 10–13 — влагометрии (шесть датчиков, распределенных по сечению ствола): 10 — фоновый замер в статике; 11, 12 — замеры соответственно при срабатывании пусковой муфты (начало притока) и стравливании (наиболее интенсивный приток), 13 — замеры при остановке скважины (затухание притока); 14 — работающие толщины пласта; 15 — аномальные интервалы I-VIII по шумометрии при притоке; 16–19 диаграммы частоты и интенсивности шума: 16, 17 — низкие частоты, 18, 19 — высокие частоты

Ключевым моментом в проведенных исследованиях явилось комплексирование измерений аппаратурным комплексом «Сова-С9-ВЛ6» с распределенными по сечению ствола датчиками состава с аппаратурой спектральной шумометрии SNL (разработчик — компания «TGT-Прайм»). Эффективному решению геолого-промысловой задачи способствовало проведение разновременных измерений методами оценки состава притока на переходных режимах эксплуатации скважины (при пуске и изменении режима). Датчики влагомера, распределенные по сечению ствола, четко зафиксировали изменение состава флюида, поступающего из работающих интервалов, и заполнение ствола. В результате удалось выделить максимально работающие интервалы, интервалы прорыва воды и газа в ствол скважины, получить более достоверную информацию об эффективной работающей длине ГС по сравнению с данными интерпретации материалов геофизических исследований скважин в открытом стволе (рис. 1). По шумометрии наиболее уверенно выделяются интервалы III-YIII (табл. 2).

Таблица 2

* Основная причина аномалии — перераспределение фаз между трубным и межтрубным (за хвостовиком) пространствами. Только подошвенная часть данного интервала (1233,2–1238,4 м) представлена коллектором, аномалию в спектре шума можно объяснить работающей толщиной пласта.

Проведенные комплексные исследования показали, что термометрия малоинформативна: температура изменяется по всей длине ствола равномерно, четкие аномалии, связанные с притоком, не выявлены. Аномалия в интервале 1990–2218 м вызвана неоднородностью состава флюида в стволе, что подтверждается данными термокондуктивной расходометрии, резистивиметрии и влагометрии.

Дополнительным свидетельством результативности выполненных ПГИ являются привязка интервалов преимущественного притока жидкости к основным литолого-фациальным зонам продуктивного объекта (рис. 2), а также увязка аномальных фильтрационных свойств флюида с интервалами преимущественного притока жидкости в ствол (рис. 3).

Рис. 2. Схема дренирования продуктивной толщи скв.***1 (а) и скв. ***2 (б) (ГНК, ВНК — соответственно газонефтяной и водонефтяной контакт)

Рис. 3. Сопоставление профилей проницаемости kпр пласта (1) и результатов спектральной шумометрии (2)

Полученные результаты ПГИ послужили важной информацией для углубленного анализа геологической информации о строении залежи в районе работ.

Так, основной ствол скв.***1 (см. рис. 2) вскрывает циклит В. При этом значительная часть ствола проходит в расчлененной части с ухудшенными коллекторскими свойствами, ВНК не вскрыт. Результаты ПГИ однозначно идентифицируют приток воды и нефти в разных пропорциях в «носочной» части основного горизонтального ствола и приток нефти в «пяточной» области.

Наиболее вероятной причиной обводнения данной скважины является подтягивание конуса подошвенной воды через первый неликвидированный ствол, который вскрывает кровлю циклита С. При этом вскрытая часть циклита С согласно принятым геологическим представлениям относится к неколлектору. Видимо, это не совсем так, и данные отложения характеризуются более высокими коллекторскими свойствами. Кроме того, циклит С связан латерально с ВНК, что создает предпосылки для скорого обводнения при вскрытии. Это и произошло в скважине. Второй ствол способствует увеличению охвата нефтяной части коллектора. По результатом более глубокого анализа с использованием всех имеющихся данных можно предположить с большой вероятностью, что представление о наличии глинистой перемычки между циклитами В и С требует пересмотра.

ПГИ также показали, что не вся эффективная длина горизонтального ствола находится в работе. Это может быть связано как с загрязнением части ствола, так и с геологическими условиями.

Выводы

1. Современный комплекс ПГИ и методов доставки скважинной аппаратуры на забой способен обеспечить информативные данные об эксплуатации горизонтальных скважин.

2. Прямой перенос технологии проведения исследований и алгоритмов интерпретации с вертикальных скважин на горизонтальные приводит к ошибочным заключениям по ГС.

3. Наиболее точные данные о распределении притока по работающим интервалам, составе и дебите поступающего флюида позволяют получить аппаратурные комплексы зарубежных компаний (FSI, Sondex-MAPS) благодаря наличию в сборке не только чувствительных оптических и электрических датчиков состава флюида но и распределенных по сечению минирасходомеров.

4. Диагностика локальных интенсивных притоков (прорывов воды и газа) в горизонтальных участках возможна также с помощью отечественной аппаратуры с распределенными по сечению ствола датчиками состава (типа «Сова-С9-ВЛ6», «АГАТ-КГ-42-СТВ-6», «КарСар Горизонт») в комплексе со спектральной шумометрией (SNL). Для успешного применения этой аппаратуры необходимо использование нестационарных технологий измерений, предусматривающих периодические разновременные измерения в период резкого изменения состава флюида в стволе, связанного с притоком непосредственно после запуска скважины.

5. При интерпретации результатов ПГИ необходимы априорные данные о геометрии ствола, а также о литологической характеристике, фильтрационных свойствах и текущей насыщенности продуктивных пластов и вмещающих пород.

6. Полученные результаты ПГИ свидетельствуют о необходимости уточнения геологического строения продуктивного объекта в районе проведения геолого-разведочных работ.

Список литературы

1. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. — 2 изд., исправлен., Ижевск: Институт компьютерных иссследований, 2010. — 779 c.

2. Гидродинамический и геофизический мониторинг разработки сложнопостроенных месторождений углеводородов/А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, Д.Н. Гуляев [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2015. — № 9. — С 68–72.

3. Скрытый потенциал оптоволоконной термометрии при мониторинге профиля притока в горизонтальных скважинах/А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.С. Каешков [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2014. — № 5. — C. 96–100.

4. Савич А.Д., Черных И.А., Шумилов А.В. Повышение эффективности геофизических исследований в горизонтальных скважинах//Геофизика. — 2011. — Вып. 5. — С 70–80.

5. Сальникова О.Л. Определение профиля и состава притока в эксплуатационных горизонтальных скважинах. — 2015. — Вып. 10 (244). — С. 65 —78.

6. Валиуллин Р.А., Ярулин Р.К. Особенности геофизических исследований действующих горизонтальных скважин//Вестник Академии наук Республики Башкортостан. — 2014. — Т. 19. — № 1. — C. 21–28.

7. Новые разработки в области промыслового каротажа горизонтальных скважин/К. Ленн, Д. Каденхэд, Р. Сандер, В. Ашуров //Технологии ТЭК. — 2004. — № 5.

Возврат к списку