Методика интерпретации данных ГИС в действующей скважине

Сложность интерпретации геофизических исследований горизонтальных скважин при наличии газа и воды в продукции обусловлена гравитационным расслоением фаз в потоке и расположением (при движении) измерительных датчиков, на нижней образующей колонны при использовании традиционных скважинных приборов. Кроме того, в так называемой горизонтальной части ствола, как правило, наблюдается отклонение траектории от горизонтали, т. е. здесь могут быть поднятия и впадины. Такой характер ствола, в свою очередь, способствует возникновению неоднородностей фаз по его длине (чередование газовых и жидкостных фаз) с образованием застойных зон по длине горизонтальной части ствола.

К основным задачам, которые необходимо решать при исследовании действующих скважин на Федоровском месторождении, относятся:

• — выделение мест притоков (поглощения) флюида в колонне (через щели или перфорационные отверстия);
• — определение состава притекающего в колонну флюида;
• — определение источников поступления газа (воды) в скважину;
• — определение герметичности пакера за колонной (определение заколонных перетоков флюида).

Основными источниками информации при интерпретации являются диаграммы различных методов геофизических исследований, зарегистрированные на горизонтальном участке скважины. Обычно для этого используется комплекс методов: термометрия; барометрия; расходометрия; влагометрия; резистивиметрия; акустическая шумометрия; нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам, гамма каротаж и магнитная локация муфт. Кроме результатов исследований в обсаженной скважине для интерпретации необходимо привлекать данные электрометрии и инклинометрии.

Прежде чем переходить к интерпретации необходимо сформировать планшет геофизических кривых (по комплексу методов) зарегистрированных в остановленной и в работающей скважине с привлечением диаграмм полученных в необсаженной скважине и априорных данных по скважине (Рпл, Рнас, положение ГНК и ВНК, газовый фактор и обводненность продукции). Важно, что учет траектории скважины необходим на всех этапах интерпретации данных отдельных методов, поскольку характер изменения ее (траектории) по длине скважины существенно влияет на положение различных фаз флюида в колонне.

После создания планшета начинается последовательная интерпретация данных отдельных геофизических методов. При этом, учитывая сложность многофазной ситуации в скважине, всегда осуществляется сопоставление и анализ кривых зарегистрированных в остановленной и работающей скважине.

В начале анализируют распределение давления в остановленной скважине и сопоставляют его с данными инклинометрии. Как правило, здесь должна наблюдаться корреляция. Затем определяют забойное давление в остановленной и работающей скважине для сравнения с давлением насыщения нефти газом и оценки депрессии на пласт.

По данным магнитного локатора муфт определяют фактическое положение перфорационных отверстий в колонне и пакера за обсадной колонной. Положение низа (воронки) насосно-компрессорных труб можно установить и по данным других методов (методы состава, СТИ и т. д.).

Наличие потока в колонне более уверенно определяется по данным термометрии, а в некоторых случаях по данным акустической шумометрии. Здесь также используется сопоставление замеров в остановленной и работающей скважине. При сопоставлении на термограммах в работающей скважине отмечается уменьшение температурного градиента, а на шумограммах возрастания интенсивности шумов в интервале выше фильтров.

Следующий этап в интерпретации связан с определением работающих интервалов в колонне. С целью решения этой задачи следует использовать данные методов термометрии, расходометрии и акустической шумометрии. Признаки выделения таких интервалов обычные, но наиболее информативным здесь является метод термометрии. Это связано с тем, что для выделения работающих интервалов используется эффект калориметрического смешивания, аномалия которого определяется, в основном, разностью температур поступающего в интервал фильтра флюида и потока внутри колонны.

На следующем этапе определяется состав поступающего в колонну флюида. Для этого используются методы состава (ВГД, РИС) и ННК-Т. Однако решение этой задачи осложняется влиянием траектории скважины на распределение фаз в потоке. По этому данная задача не всегда решается используемой традиционной аппаратурой.

Важной задачей, требующей решения для рассматриваемого региона, является задача определения источника поступления газа (из продуктивного пласта или из газовой шапки по заколонному пространству). Для этой задачи основным методом также является термометрия, основанная на сопоставлении замеров в работающей и остановленной скважине. Основным признаком поступления газа из пласта является снижение температуры в этом интервале при работе скважины и увеличении её на термограммах зарегистрированных в остановленной скважине. Заколонные перетоки газа выделяются на термограммах в интервале перетока по изменению температурного градиента, по темпу восстановлению температуры и по аномалии колориметрического смешивания в интервале верхнего фильтра.

Для решения данной задачи возможно использование также акустической шумометрии, однако результаты, при данной методике исследований не всегда надежна.

Термометрия — единственный метод, который позволяет говорить о работе непосредственно пласта, но для эффективности применения термометрии необходимо знание геотермического распределения температуры в горизонтальной части скважины.

На конечном этапе по результатам интерпретации данных отдельных методов делается комплексный анализ и готовится итоговое заключение.9.