Геофизические исследования в горизонтальных скважинах механизированного фонда

В России при исследованиях в эксплуатационных горизонтальных скважинах (ГС) используются, в основном, следующие средства доставки приборов к забоям скважин: гибкие трубы (coiled tubing), жесткий геофизический кабель (ЖГК) и технологический комплекс «Латераль». В небольшом количестве скважин со сложными профилями ствола и большими длинами условно горизонтальных участков применяются также тракторы (well tractor). Например, тракторы компании Welltec применяются при исследованиях горизонтальных скважин Ванкорского месторождения. Отметим, что технологический комплекс «Латераль» и ЖГК являются Российскими разработками и применяются только на территории России.

Как показывает опыт исследований в скважинах месторождений различных регионов, в России широко применяется технологический комплекс (ТК) «Латераль», который обеспечивает доставку к забоям горизонтальных скважин геофизических приборов и аппаратов независимо от их массы и длины. Вызвано это тем, что использование гибких труб имеет высокую стоимость, а жесткий геофизический кабель не гарантирует доставку приборов к забоям скважин. Кроме того, указанный кабель имеет свойство сохранять остаточную деформацию, вызванную намоткой на барабан лебедки каротажного подъемника (станции). Это приводит к чередующимся с неравномерным движением остановкам приборов в стволе скважины при выполнении измерений. В итоге, при интерпретации полученных данных каротажа, возникают большие трудности в увязке глубин и, что самое главное, все это приводит к ошибочным выводам при интерпретации каротажных диаграмм, зарегистрированных за несколько спусков и подъемов в условиях быстро меняющихся динамических процессов при возбуждении (освоении) эксплуатационных скважин. Следует отметить, что жесткий кабель обеспечивает успешную доставку стандартных скважинных приборов к забоям сильно пологих скважин, значения зенитных углов в которых не превышают 70 — 75 градусов [5].

Комплекс «Латераль» разработан в ОАО «Пермнефтегеофизика» и позволяет выполнять геофизические исследования, как в бурящихся, так и в эксплуатационных ГС при помощи насосно-компрессорных труб (НКТ) малого диаметра (33 мм). Сборка и спуск НКТ производится по стандартным технологиям.

Схема работы технологического комплекса будет продемонстрирована на небольшом видео. Электрическая связь с предварительно спущенным в скважину на трубах прибором выполняется при помощи закрепленного на геофизическом кабеле специального устройства осуществления электрической связи («мокрый контакт»), крепление колонны НКТ к геофизическому кабелю производится при помощи кабельного зажима [5]. В настоящее время практически во всех бурящихся ГС Пермского края исследования производятся при помощи ТК «Латераль», который обеспечивает выполнение полноценного комплекса ГИС и решение геологических задач при бурении и эксплуатации скважин. Отметим, что указанным комплексом исследования выполняются также и в скважинах, продуктивные пласты в которых вскрываются на депрессии. Для обеспечения герметизации устья во время проведения ГИС разработано специальное оборудование, которое позволяет проводить герметизацию геофизического кабеля и труб малого диаметра, а также их принудительный спуск и подъем при наличии давления на устье скважины до 35 МПа [4].

С целью проведения мониторинга разработки на месторождениях Пермского края применяется технология предварительного спуска геофизических приборов под глубинный насос, что позволяет значительно расширить возможности получения информации при геофизических и гидродинамических исследованиях [2]. Технология предоставляет возможность производить геофизические работы в скважинах, оборудованных электроцентробежными (ЭЦН) и штанговыми (СШН) глубинными насосами. Основными особенностями технологии предварительного спуска приборов под ЭЦН (СШН), как показано на рис. 1, являются оборудование устья скважины эксцентричной планшайбой, с установленным на ней дополнительным сальниковым вводом для герметизации геофизического кабеля и смещение компоновки насоса и насосно-компрессорных труб (НКТ) к стенке обсадной колонны. Смещение производится при помощи установки на НКТ специальных децентраторов, обеспечивающих защиту геофизического кабеля от механических повреждений и свободное перемещение глубинного прибора от забоя до приема насоса.

Приборы, как правило, опускаются в скважины на весь межремонтный период (год и более). Кабель с барабана лебедки выматывается на устье скважины и подключается к наземному блоку регистрации. Информация в промежутках между измерениями производится в автоматическом режиме. Для регистрации данных геофизических измерений в функции глубины, т. е. для производства исследований в скважине ниже приема глубинного насоса (определение работающих интервалов и межпластовых перетоков, мест поступления воды и др.), находящаяся на поверхности часть геофизического кабеля повторно наматывается на барабан каротажной станции.

Специфика задач, возникающих при исследовании горизонтальных стволов эксплуатационных скважин, главным образом обусловлена гравитационным разделением фаз движущегося по стволу скважины флюида. При этом в каждом сечении ствола скважины могут находиться одновременно нефть и вода (а в общем случае ещё и газ), скорость потока флюидов дифференцирована по высоте каждого сечения. Регистрация параметров большинством отечественных приборов производится только в одной точке этого сечения.

В настоящее время западными фирмами применяются приборы с распределёнными по сечению скважины датчиками, позволяющими оценить двухфазный или трёхфазный поток [1]. К примеру, компания Schlumberger для этих целей применяет комплексные приборы типа Production Sistem Platform и Flo Scan Imager, который дополнительно позволяет определять скорость каждой из фаз многофазного потока с помощью пяти миниатюрных расходомеров[6].

Из большого количества модификаций образцов отечественной скважинной аппаратуры, предназначенной для исследований в скважинах действующего фонда, наиболее адаптированным для решения задач эксплуатационного каротажа являются комплексные приборы АГАТ-КГ — 42, которые применяются и в ОАО «Пермнефтегеофизика». В составе прибора, в отличие от стандартной аппаратуры, дополнительно установлен датчик термометрии и блок из четырех (шести) датчиков влагометрии, распределенных при помощи рессор по периметру ствола скважины. Несмотря на ограниченные возможности аппаратуры, за счет использования новых технологических приемов при выполнении исследований, основные задачи по определению мест поступления в ствол скважины нефти и воды, поиску заколонных перетоков, выделению работающих интервалов и т. д., успешно решаются и с применением отечественных комплексных приборов.

В качестве одного из таких технологических приемов, авторами было предложено выполнять исследования в эксплуатационных горизонтальных скважинах посредством предварительного спуска технологического комплекса «Латераль» под ЭЦН (рис. 2). Реализация технологии исследований изложена выше и отличается только длиной находящейся под насосом подвески, в первом случае это прибор, во втором — прибор с комплектом труб расчетной длины.

Реализация такой технологии позволяет проводить измерения при выводе скважин на заданный режим эксплуатации, притом, посредством смены штуцеров и изменения количества оборотов вращения электродвигателя насоса, можно менять условия извлечения флюида за счет изменения депрессии на продуктивные интервалы. Это позволяет произвести выбор оптимального режима эксплуатации скважины, провести также гидродинамические исследования, а при наличии источников поступления воды и заколонных перетоков, определить их места. Геофизические исследования по изложенной выше технологии выполняются, как правило, в скважинах, в которых невозможно решить поставленную задачу посредством использования традиционных технологий, в том числе с применением ТК «Латераль» при возбуждении скважины компрессированием.

горизонтальный скважина латераль.

Рис. 2 Схема исследований в горизонтальных скважинах, эксплуатируемых ЭЦН

К примеру, по одной из скважин юга Пермского края с текущим дебитом порядка 150 м3/ сутки, из которых 85% составляет вода, необходимо было решить задачу по определению источника поступления воды. Отметим, что в начальный период эксплуатации скважина работала чистой нефтью с дебитом 130 м3/ сутки. Выполненные исследования при помощи технологического комплекса «Латераль» с возбуждением скважины компрессором не позволили однозначно определить источник обводнения по причине невозможности вывода скважины на установившийся режим работы на период времени, необходимый для производства измерений.

При производстве ГИС по технологии предварительного спуска ТК «Латераль» под ЭЦН скважина была запущена в работу при помощи насоса и выведена на установившийся режим работы, т. е. режим, когда забойное давление изменялось не более чем 0,05 МПа в течение суток. На заданном режиме от забоя до приема насоса была проведена серия измерений, после чего посредством изменения направления вращения погружного электродвигателя скважина была выведена на другой режим, при котором была уменьшена величина депрессии на продуктивный интервал.

Результаты исследований, проведенных при работе ЭЦН, позволили выявить два источника обводнения продукции. Основной источник находится в продуктивной части условно горизонтального участка ствола скважины и вызван прорывом воды по наиболее проницаемой части коллектора смешанного типа на участке длиной всего 1,2 метра. Вторым источником поступления воды в скважину является заколонный переток под башмак обсадной колонны сверху из водонасыщенных известняков. Поступления нефти наблюдаются и низкопористых коллекторов трещинного типа, находящихся по обе стороны основного источника обводнения продукции скважины. Кроме этого, дополнительно удалось установить, что выделенные ранее участки в условно горизонтальной части ствола с повышенными показаниями гамма каротажа обусловлены глинистостью пород и коллекторами не являются.

Следующим примером может служить одна из горизонтальных скважин, результаты исследований по которой приведены на рисунке 3. По данным геофизических исследований условно горизонтальный участок ствола скважины вскрывает нефтенасыщенные карбонатные отложения, коллекторские свойства которых неоднородны вдоль всего интервала. Выше продуктивных отложений скважина обсажена эксплуатационной колонной. Однако после пуска скважины в эксплуатацию и непродолжительной ее работы в продукции появилась вода, количество которой со временем достигло 90% и более.

Первоначально выполненные исследования при помощи технологического комплекса «Латераль» с возбуждением скважины компрессором не позволили однозначно определить источник обводнения по причине невозможности вывода скважины на установившийся режим работы на период времени, необходимый для производства измерений. Было выдано заключение, что источником обводнения является заколонный переток из вышележащего водоносного пласта. Отметим, что при исследованиях дебит скважины составлял порядка 120 м3/сутки, при котором расходомеры у глубинного прибора не работали — верхний по причине недостаточной чувствительности при расположении его горизонтально, нижний не мог вращаться из — за конструктивных особенностей центраторов, не предназначенных для работы в ГС.

При повторных исследованиях со спуском ТК «Латераль» под ЭЦН скважина была выведена на первый установившийся режим работы. На заданном режиме была проведена серия измерений, после чего посредством смены штуцеров и изменения направления вращения погружного электродвигателя скважина была исследована еще на нескольких режимах, при которых создавались различные значения депрессий на продуктивный интервал. Для регистрации методом расходометрии была изменена конструкция центраторов. Результаты исследований также позволили выявить два источника обводнения продукции. Основной источник находится в продуктивной части условно горизонтального участка ствола скважины. Вторым источником поступления воды в скважину является заколонный переток под башмак обсадной колонны (d = 168 мм) сверху из водонасыщенных песчаников.

Рис. 3 Пример интерпретации данных ГИС, полученных при исследованиях скважины под глубинным насосом

Как видно из рис. 3, признаками перетока являются соответствующие температурные аномалии, повышение минерализации и показаний расходомера выше башмака эксплуатационной колонны. Показания расходометрии в данном случае оказались решающими при определении доли поступления воды из ствола скважины и вышележащего горизонта. Из диаграммы расходометрии видно, что основной приток жидкости (порядка 90 м3/сутки) поступает из горизонтального участка ствола диаметром 144 мм. Переток с вышележащего пласта из-за плохого качества крепи эксплуатационной колоны, внутренний диаметр которой соизмерим с диаметром открытого ствола, составил порядка 30 м3/сутки. Уменьшение скорости потока под колонной связано с увеличением диаметра ствола скважины непосредственно под башмаком.

Следующим приемом, позволяющим решать сложные задачи промыслового характера в эксплуатационных скважинах и в частности выделение работающих интервалов и разделения участков, работающих водой и нефтью при обводнении продукции, является применение метода высокочувствительной термометрии с использованием дроссельного эффекта (эффект Джоуля — Томсона). При этом эффекте изменение температуры поступающего из работающего пласта флюида определяется следующим соотношением.

?Т = (Тс — Тпл) + ет Ч (Рпл — Рс),.

где Тс и Тпл — температура потока флюида на стенке скважины и пластовая, Рпл и Рс — давления пластовое и на стенке скважины, соответственно, ет — эффективный коэффициент дросселирования (коэффициент Джоуля — Томсона).

Отметим, что названные выше коэффициенты для нефти и воды отличаются от двух до трех раз и составляют для воды порядка 0,20 К/МПа, а для нефти достигают 0,60 К/МПа [3]. Учитывая то, что метод термометрии является наиболее надежным, использование названных закономерностей позволяет разделять интервалы, работающие нефтью и водой в процессе извлечения флюида из скважин при помощи насосов или компрессированием. В качестве примера приводится слайд, на котором показаны интервалы, работающие нефтью и водой.

В заключение можно сделать вывод, что при помощи аппаратуры Российского производства, за счет использования новых технологических и методических приемов при выполнении исследований и интерпретации, основные задачи по определению мест поступления в ствол скважины нефти и воды, поиску заколонных перетоков, выделению работающих интервалов и т. д., успешно решаются. Например, технология предварительного спуска ТК «Латераль» под глубинный насос позволяет проводить измерения при выводе скважин на заданный режим эксплуатации, притом, посредством смены штуцеров и изменения количества оборотов вращения электродвигателя насоса, можно менять условия извлечения флюида за счет изменения депрессии на продуктивные интервалы.

• 1. Аксельрод С. М. Исследование профиля притока в горизонтальных скважинах // НТВ «Каротажник», Тверь: Изд. АИС. 2005.Вып. 5−6. С. 301 — 335.
• 2. Денисов А. М, Лагойда Д. В., Лагунов П. С., Савич А. Д, Семенцов А. А, Черепанников А. В., Шумилов А. В., Элькинд С. Я. Комплекс для контроля параметров флюида в нефтедобывающих скважинах. Патент на полезную модель № 54 395, 2006: М., РОСПАТЕНТ.
• 3. Ипатов А. И., Кременецкий М. И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М., РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2006. 778с.
• 4. Князев А. Р., Савич А, Д., Фокин А. П., Черных И. А. Способ герметизации устья скважины и устройство для его осуществления. Патент на изобретение № 2 357 067, 2009: М., РОСПАТЕНТ.
• 5. Савич А. Д. Геофизические исследования горизонтальных скважин. Состояние и проблемы // НТВ «Каротажник», Тверь: Изд. АИС. 2010.Вып. 2. С. 16 — 37.
• 6. Савич А. Д., Шумилов А. В. Промыслово-геофизические исследования горизонтальных скважин после бурения. Геофизика, № 5, 2009, С. 65−72.