Определение работающих участков пласта (газом). Показания термометрии основаны на использовании эффекта дросселирования газа в пласте при потоке в скважину. В данном случае очень информативны замеры в остановленной и работающей скважине. Основной признак – снижение температуры при поступлении газа. Шумометрия решает задачу лишь в случае применения спектральной модификации (на высоких частотах).
Определение состава притекающего в колонну флюида. О составе поступающего флюида судить по геофизическим данным в большинстве случаев практически невозможно. Однако при благоприятных условиях возможно решение задачи методами ВГД, РИС и ННК-Т.
Определение состава флюида в колонне. С высокой степенью достоверности задача решается по данным ННК-Т, ВГД, РИС и даже СТИ.
Определение заколонных перетоков газа и воды. По данным термометрии информативность связана с изменением условий теплообмена в интервалах перетока, что приводит к изменению наклона температурной кривой. Достоверность достаточно высока. Шумометрия решает задачу только для газа и при работе спектральным шумомером.
Определение траектории скважины. Манометрия в остановленной скважине хорошо коррелирует с данными инклинометрии по изменению давления.
Определение забойного давления и депрессии (репрессии) на пласт. Достоверность манометрии высокая.
Определение местоположения пакера за колонной и щелей (перфорации) в колонне. По данным магнитного локатора муфт достаточно хорошо отмечается наличие пакера и щелей по изменению магнитного потока в этих интервалах.
Определение газонефтяного контакта в породе. Задача решается только по данным ННК-Т с достаточной достоверностью.
Результаты анализа скважинных материалов показывают, что наиболее информативным геофизическим методом является термометрия, при этом получаемая информация наиболее достоверная. Достоверные результаты дают также методы состава, нейтронного каротажа, манометрии и локатора муфт. Расходометрия и акустическая шумометрия, к сожалению, не всегда эффективны.
При исследовании многофазных потоков в горизонтальных скважинах отсутствие информации каких-либо методов может быть связано с недостаточностью знаний специалистов о тех или иных процессах в скважине. Поэтому дальнейшая разработка методик исследований и интерпретация геофизических данных, полученных в действующих горизонтальных скважинах, позволит существенно повысить достоверность результатов измерений.
Проблемы метрологического обеспечения геофизических исследований в горизонтальных скважинах
В соответствии с Законом о недрах и Положением о лицензировании геофизических работ геофизических работ геофизические предприятия вынуждены доказывать и подтверждать свою компетентность и способность получать качественную информацию о пластах и скважине, получая при этом право продавать эту информацию нефтедобывающим предприятиям.
Лицензия выдается только в том случае, если предприятие располагает сертифицированной скважинной аппаратурой и аттестированными средствами ее метрологического контроля.
Сертификация скважинной аппаратуры заключается в проведении ее испытаний независимым органом на соответствие утвержденным нормативным документам (стандартам), отражающим требования по сертификации.
Сертификация я скважинной аппаратуры заключается в проведении ее испытаний независимым органом на соответствие утвержденным нормативным документам (стандартам), отражающим требование по сертификации. Таким органом в России является Евро-азиатское геофизическое общество (ЕАГО).
Имеющаяся на предприятиях измерительная геофизическая техника должна подвергаться калибровке, то есть контролю ее точности. Для выполнения калибровочных работ на предприятиях созданы метрологические службы, отвечающие за достоверность контроля показателей точности аппаратуры.
Как правило, для геофизических исследований в горизонтальных скважинах используется та же аппаратура, что и для вертикальных и наклонно-направленных скважин. Однако транспортировочные контейнеры в большинстве случаев являются комплексным влияющим фактором, требующим пересмотра методик калибровки, калибровочных схем, типовых и индивидуальных функций влияния, а также технических средств калибровки. Кроме того, расположение скважины вдоль слоистой среды с плоскопараллельными границами раздела требует значительных затрат на физическое и математическое моделирование процесса измерений параметров пластов и скважины для определения границ применимости аппаратуры и методик выполнения измерений (методик интерпретации) при заданных требованиях к точности измерений.
Для нейтронных методов каротажа градуирование аппаратуры производится вместе с контейнером в уже существующих стандартных образцах кальцитовых горных пород с заданной водонасыщенной пористостью.
При наличии стандартного транспортировочного контейнера должны быть построены новые типовые функции влияния минералогического состава (кальцит, доломит, песчаник), диаметра скважины, хлоросодержания в пласте и скважине, температуры. При использовании нестандартного контейнера требуется построение индивидуальных функций влияния указанных факторов на погрешности аппаратуры НК конкретного типа.
Использование имеющихся в настоящее время на геофизических предприятиях имитаторов пористости (ИПП, КИПНК90, КИПНК73, КИПНК2) для калибровки аппаратуры НК, предназначенной для измерений в горизонтальных скважинах, допустимо только при условии их переаттестации с использованием моделей пластов и образцовой аппаратуры со стандартным (или нестандартным) контейнером.
На аппаратуры индукционного каротажа контейнер оказывает незначительное влияние, и его можно не учитывать. Для контактных методов электрометрии (БКК и БКЗ) влияние контейнера весьма существенно, и здесь уже существующими имитаторами удельного электрического сопротивления не обойтись – требуются электролитические модели больших размеров, в которые заливается не менее 400 м3 воды с известным удельным электрическим сопротивлением.
Принципиально новый подход требуется для калибровки аппаратуры для исследований эксплуатационных горизонтальных скважин, где поток за счет гравитационных сил становится четко трехслойным: газ, нефть, вода. С этой целью было принято решение об изготовлении натурной модели горизонтальной скважины в виде гидродинамического стенда, состоящего из системы соединенных между собой стеклянных труб, обеспечивающих прямое визуальное наблюдение структуры потока.
Общая длина стенда достигает 18 м, длина отдельных секций стеклянных труб – 3 м, внутренний диаметр труб соответствует реальному диаметру скважины – 15мм. Подача жидкой (вода, дизельное топливо) и газообразной фазы осуществляется двумя насосами по системе трубопроводов между отдельными секциями с возможностью регулирования расхода по каждому каналу. Для изучения структуры потока в интервале перфорационных отверстий на стенде предусмотрены имитаторы в виде замкнутых коробов вокруг перфорированного сегмента обсадной трубы с различным заполнением (стеклянные шарики различного диаметра, песчано-гравийная смесь). Система управления насосами и подводящие патрубки обеспечивают плавное изменение расхода жидкости в диапазоне от 2 до 50 м3/сут. Весь процесс исследования регистрируется на ПЭВМ по показаниям датчиков и снимается на видеокамеру, что позволяет исследовать структуру потока путем впрыскивания оптически контрастной жидкости в подводящие патрубки и визуальное наблюдение за продвижением фронта окрашенной жидкости по стеклянным секциям модели.
Процессы, моделируемые на стенде, позволяют изучить:
- формирование одно-, двух- и трехфазного потока в условиях восходящей и нисходящей траектории скважины;
- течение флюида в условиях перехода траектории скважины от восходящей к нисходящей и наоборот;
- динамику потока в условиях волнообразной траектории скважины при распределенном поступлении отдельных фаз в любой точке горизонтально ствола;
- динамику потока при изменении компонентного состава и физических свойств отдельных составляющих;
- характер взаимодействия струйных течений из перфорационных отверстий с установившимся по стволу скважины;
- реакция прибора на изменение состава потока и его параметров в условиях, характерных для реальной скважины.
Результаты моделирования показали, что траектория горизонтального ствола играет решающую роль в формировании структуры многофазного потока, которая существенно отличается для восходящего и нисходящего участков скважины. В точках перегиба образуются застойные зоны, незначительно меняющие свое местоположение при спуске (движение жидкости в скважине) и остановке скважины (отсутствие движения). В скважине наблюдается изменение состава не только по вертикали за счет гравитационного расслоения фаз, но и по длине за счет накопления более плотной фазы (воды) на нижних участках (впадинах) и менее плотной фазы (нефть или газ) на верхних (возвышенность). Скорость потока по сечению трубы распределена неравномерно. Изменение угла наклона трубы от 0 до 2 град существенно меняет эпюру скоростей, вплоть до возникновения обратных потоков по нижней образующей скважины.
По результатам физического моделирования были изучены основные процессы, происходящие в действующих горизонтальных скважинах, определены требования к специализированной геофизической аппаратуре и разработаны технологические приемы и правила, позволяющие получить информацию о работающих интервалах.
Эффективность горизонтальных скважин по данным интерпретации
Анализ информации, получаемой при бурении и освоении горизонтальных скважин показывает, что ее уровень, необходимый для получения требуемого эффекта от ГС, пока еще не достигнут.