регистрация / вход

Каротаж продуктивности горизонтальных скважин действующего фонда

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального

образования « Пермский государственный университет»

Геологический факультет

Кафедра геофизики

Каротаж продуктивности горизонтальных скважин действующего фонда

Исполнитель: студент II курса магистратуры Югова Надежда

Проверил: Шумилов Александр Владимирович

Пермь 2010

Оглавление

Введение 3
Способы доставки приборов в действующие горизонтальны скважины

4

Технология промыслово-геофизических исследований действующих горизонтальных скважин

7

Проблемы геофизических исследований горизонтальных скважин 10
Проблемы метрологического обеспечения геофизических исследований в горизонтальных скважинах

13

Эффективность горизонтальных скважин по данным интерпретации

16

Заключение 18
Литература 19

Введение

Практические основы бурения ГС были заложены в России еще в 30-е годы. Однако, несмотря на появление определенного опыта в строительстве ГС, предпочтение было отдано технологиям разработки нефтяных месторождений, основанным на бурении вертикальных и наклонно направленных скважин.

Если во всем мире до 1980 г. на нефть пробурено всего несколько сотен ГС (причем большая часть – в нашей стране), то после 1988 г. пробурено около 2000 ГС, в России - только около 180.

В последние годы сохраняется тенденция увеличения объемов бурения ГС. Одновременно возникают новые проблемы, связанные с их исследованиями, в том числе потокометрическими методами. Поскольку в ГС удельные дебиты, как правило, существенно меньше, а направление и расслоение как одно-, так и многофазного потока намного сложнее, чем в вертикальных скважинах, сложность становится очевидной.

В условиях ГС существует объективная сложность доставки геофизических приборов, особенно в комплексном (многомодульном) исполнении. Это не позволяет выполнять одновременную запись нескольких контрольных параметров, а она является немаловажным условием повышения достоверности исследований. Отсутствие такой возможности приходится компенсировать многократным спуском в интервал исследований разнотипных приборов, что значительно усложняет воспроизведение нужного режима испытаний, а соответственно, получение необходимой и достоверной информации при сопоставлении результатов исследований.

Сложность привязки результатов каротажа к стволу является общей проблемой при проведении в ГС всех видов каротажа в случае карбонатного разреза.

Способы доставки приборов в действующие горизонтальны скважины

Актуальность проблемы исследования горизонтальных эксплуатационных скважин общеизвестна. Основной задачей, стоящей перед геофизикой, является выявление интервалов притока и определение состава жидкости.

В Татарстане и Удмуртии первые исследования ГС в динамическом режиме при возбуждении скважин компрессором или свабированием начали проводиться в 1995-1996 гг. с помощью отечественных технологических систем «Горизонталь-5», а в последующем стала применяться кабельная технология на основе жесткого геофизического кабеля (ЖГК).

В 1995 году в НПФ «Геофизика» был разработан и опробован первый вариант технологии геофизического исследования горизонтальных эксплуатационных скважин, которая показала себя более эффективно по сравнению с зарубежными аналогами, так как была менее трудоемка, содержала несложные и недорогие приспособления, обеспечивающие проведение исследований с помощью стандартного геофизического и промыслового оборудования.

Технология обеспечивает проведение ГИС в горизонтальных скважинах, оборудованных НКТ. Перемещение геофизического прибора в горизонтальном стволе осуществляется с помощью движителя, закрепляемого выше геофизического прибора на каротажном кабеле. Технологические операции выполняются в следующей последовательности. Через НКТ в скважину опускают прибор на каротажном кабеле. На кабельной головке прибора закрепляют нижний кабельный зажим, соединяют с зажимом специальные штанги движителя и закрепляют их на кабеле верхним кабельным зажимом. В собранном виде геофизический инструмент через НКТ опускают в ствол скважины. При достижении искривленной части ствола прибор скользит под действием усилия, развиваемого движителем, и переходит в горизонтальный ствол. Далее по искривленной части ствола скользят штанги движителя и за счет своей жесткости передают усилие, развиваемое движителем, прибору, который достигает, таким образом, забоя скважины. В процессе спуско-подъема инструмента кабель уплотняют на устье скважины сальником, в затрубье закачивают воздух и, получая приток нефти из НКТ, регистрируют геофизическую информацию.

Несмотря на кажущуюся простоту, техническое исполнение узлов и блоков технологической оснастки претерпело уже несколько модернизаций.

Установки с длинномерной безмуфтовой трубой (ДБТ) – колтюбинг – широко применяется во всем мире для выполнения работ в процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в том числе, для их ремонта.

Колтюбинг позволяет восстанавливать фонд скважин, эксплуатируемых фонтанным, газолифтным и механизированным способом, выполнять технологические операции в горизонтальных и сильно искривленных участках ствола, в том числе при геофизических исследованиях. Технологический процесс осуществляется непрерывно, без глушения, при давлении на герметизируемом устье скважины до 25 МПа.

Его достоинствами являются:

1) 100% доставка геофизической аппаратуры на забой при любой длине горизонтального участка скважины;

2) использование стандартной геофизической аппаратуры;

3) использование общепринятой технологии исследования скважин на притоке при снижении уровня компрессором.

В 1997-1998 гг. в России начала применяться технология «гибких труб» для исследования действующих горизонтальных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз». В ОАО «Татнефть» из-за неполной комплектности технологического комплекса «гибкая труба» эта технология для геофизических исследований ГС начала применяться только в 2002 г.

К существующим агрегатам ДБТ в 1999 году прибавилась еще одна разработка. Совместными усилиями НПО «Сейсмотехника» (г. Гомель), Белорусского фонда развития и поддержки изобретательства и рационализации (г. Минск) и ООО «НГТ-ПЛЮС» (г. Москва) спроектирован и изготовлен агрегат для ремонта скважин РАНТ-10. По сравнению с российскими и зарубежными аналогами он обладает рядом преимуществ:

- в конструкции агрегата РАНТ-10 устранены недостатки его прототипов, он приспособлен к эксплуатации в сложных климатических и дорожных условиях, проще в обслуживании и управлении;

- РАНТ-10 минимум на 25% дешевле зарубежных аналогов.

В 2000 г. было предложено опробовать технологию проведения геофизических исследований ГС и БГС через межтрубное пространство в скважинах с эксцентрической подвеской штанговых насосов, применив для спуска приборов специальный кабель с повышенной осевой жесткостью, имеющий диаметр 17,6 мм, предполагая, что такой кабель будет менее подвержен захлесту за насосно-компрессорные трубы. Таким образом, впервые в нефтепромысловой практике проведены комплексные исследования горизонтального ствола работающей ГС путем доставки глубинных приборов по межтрубному пространству на специальном геофизическом кабеле с повышенной осевой жесткостью с последующими замерами дебита скважины, уровня жидкости и давления в затрубном пространстве и построением КВД. Конструкция такого кабеля и способ исследований ГС разработаны и запатентованы Волго-Уральским центром научно-технических услуг «Нейтрон».

Опыт работы ОАО «Когалымнефегеофизика» показывает, что доставка потокометрических приборов к забоям скважин при помощи жесткого геофизического кабеля (ЖГК) далеко не всегда бывает успешной. Применение ЖГК ограничивает следующие конструкции ГС и БС:

1) сложная форма профилей горизонтальных участков;

2) наличие пакеров и мест сужения диаметров обсадной колонны (фильтра) в горизонтальной части ствола;

3) высокая интенсивность набора кривизны;

4) наличие достаточно протяженных наклонных участков.

Главным недостатком скважинных электромеханических инструментов, использующих специальные двигатели (WELLTRACTORзарубежного производства), предназначенных для принудительного перемещения кабельных геофизических приборов непосредственно в стволе ГС, является низкая скорость перемещения (не более 10 м в минуту). Это недостаточно для регистрации быстроменяющихся динамических процессов в ГС, характеризующихся высоким коэффициентом продуктивности эксплуатируемых объектов.

Специалисты ведущих сервисных геофизических предприятий России признают, что в настоящее время существуют лишь два надежных ТК доставки приборов к забоям эксплуатирующихся ГС:

- ТК COILEDTUBING(гибкая труба) зарубежного производства;

- ТК «Комплекс для доставки геофизических приборов к забоям горизонтальных скважин» (ТК ЛАТЕРАЛЬ) отечественного производства.

У ТК COILEDTUBING есть лишь один серьезный недостаток по сравнению с ТК ЛАТЕРАЛЬ, препятствующих его широкому применению, - это дороговизна.

ТК ЛАТЕРАЛЬ обеспечивает доставку приборов к забоям ГС при помощи насосно-компрессорных труб (НКТ) малого диаметра, сборка и спуск которых производится по существующим у буровых предприятий технологиям. Ключевым узлом ТК ЛАТЕРАЛЬ является УОЭС или «мокрый контакт». Исследования выполняются в такой последовательности: к нижней части НКТ подсоединяются скважинный прибор и неподвижная часть УОЭС. Затем выполняется спуск в скважину рассчитанной длины колонны НКТ малого диаметра. После этого внутрь труб помещают смонтированную на геофизическом кабеле подвижную часть УОЭС. Вместе с кабелем под собственным весом подвижная часть доставляется к неподвижной части и фиксируется на ней. Далее колонна труб НКТ при помощи кабельного зажима крепится к кабелю и опускается вместе с геофизическим прибором на заданную глубину.

Технология промыслово-геофизических исследований действующих горизонтальных скважин

Эффективность всех стадий разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами может быть обеспечена только при условии ее достаточного информационного обеспечения, в значительной степени определяемого методическим и технологическим уровнем геофизического сопровождения горизонтального бурения.

Строительство ГС в Татарстане начато в середине 70-х годов. Первые семь скважин пробурены в 1976-1978 гг. в турнейские отложения Сиреневского и Тавельского месторождений.

Геофизические исследования в этих скважинах проводились Альметьевским УГР АО «Татнефтегеофизика». В то время отечественная нефтяная геофизика не располагала ни специальной скважинной аппаратурой, ни техническими средствами для доставки геофизических приборов на забой горизонтальной скважины.

Перед геофизическими исследованиями ставилась задача обеспечить контроль за процессом бурения с целью проводки горизонтального ствола по продуктивной части. Для этого был использован комплекс ГИС, включающий геохимические исследования, инклинометрию и регистрацию кажущегося сопротивления и естественной поляризации горных пород (КС, ПС) зондом В 7,5 А 0,75 М. Наиболее информативными для обеспечения проектируемой проводки скважин оказались данные инклинометрии, позволяющие контролировать пространственное положения ствола скважины, и замеры электрометрии, обеспечивающие отслеживание нефтенасыщенных карбонатных коллекторов.

Приборы опускались в скважину на кабеле КГЗ-60-90, а доставка на забой горизонтальных скважин осуществлялась путем «проталкивания» через буринструмент промывочной жидкостью.

Таким образом, по результатам бурения и проведения геофизических исследований первых семи ГС Татарстан впервые в России вышел на опытно-промышленную эксплуатацию системой из горизонтальных и вертикальных добывающих скважин с организацией заводнения через одну ГС.

Из 90 ГС, пробуренных в первой половине 90-х годов, геофизические исследования с помощью ПМК «Горизонт» выполнены в 52 скважинах, с технологическими системами типа «Горизонталь» - в 38 скважинах, геолого-технологические исследования в 19 скважинах, 13 объектов в ГС исследованы испытателями пластов на бурильных трубах. Как показала практика строительства ГС наиболее информативными с точки зрения прогноза и фиксации вскрытия кровли продуктивного пласта оказываются геолого-технологические исследования (ГТИ).

Попытки строительства ГС в Башкортостане были предприняты в 1978-1980 гг. Лемезинское месторождение, по существу, явилось первым полигоном, где отрабатывались технологии бурения ГС электробуром и гидравлическими забойными двигателями.

В этот же период Научно-производственной фирмой «Геофизика» разрабатываются и внедряются в производственную практику новые технологии геофизических исследований ГС, использующие бурильные трубы для спуска геофизических приборов в специальных контейнерах, с передачей информации по кабелю, пропущенному с помощью специальных переводников за колонной («Горизонталь-1») или по силовому кабелю электробура («Горизонталь-2»). Технологическая система «Горизонталь-3» предусматривает спуск на буровом инструменте в интервал горизонтальных участков скважин технологических стеклопластиковых труб с последующей «продавкой» геофизических приборов в интервал исследований промывочной жидкостью.

Системы «Горизонталь-4» и «Горизонль-5» позволяют проводить геофизические исследования ГС соответственно в бурящихся и эксплуатационных скважинах без применения буринструмента, опуская на геофизическом кабеле специальные технологические системы из винипластовых и металлических труб.

Во ВНИИГИС (г. Октябрьский) разработан аппаратурно-методический комплекс «Горизонт», позволяющий проводить исследования без применения какой-либо линии связи с поверхностью. Это – автономная аппаратура с внутренним источником энергии и блоком памяти для регистрации измеряемых сигналов. Аппаратура соединяется с буровым инструментом и опускается на забой ГС, Комплекс применяемых в АМК «Горизонт» методов состоит из КС, ПС, ГК, НГК и инклинометрии.

Учитывая сложные геолого-геофизические условия разработки нефтяных месторождений Удмуртии, ОАО «Удмуртнефть» уделяет большое внимание строительству ГС. Первая ГС в Удмуртии пробурена в 1992 г. на Мишкинском месторождении, а плановое опытно-промышленное бурение ГС начато в 1994 г. Проводка ГС осуществлялась с помощью телеметрических систем ЗИС-4 (ВНИИГИС, г. Октябрьский) и фирмы «Бекфилд» (США). Геофизические исследования проводились автономным комплексом АМК «Горизонт» и технологическими системами «Горизонталь».

В начале 90-х годов появляется первый опыт строительства и эксплуатации ГС на нефтяных месторождениях Западной Сибири, в Тюменской и Томской областях. Первая ГС на Приобском месторождении была пробурена в феврале 1994 г. Геофизические исследования после окончания бурения проводились на бурильных трубах инклинометром ИН1-721 с непрерывной записью и аппаратурой радиоактивного каротажа.

В соответствии с отраслевой программой «Горизонт» строительство и эксплуатация ГС проводились в 19 нефтедобывающих регионах России на 58 месторождениях.

Для развития горизонтального бурения исключительно важное значение имеет решение проблемы геофизического информационного обеспечения процесса строительства и эксплуатации этих скважин. Эффективная информационная база является залогом проводки ГС, эффективности их освоения и дальнейшей эксплуатации.

Для этого необходимы новая геофизическая аппаратура, новые технологии исследований скважин, новые, более эффективные технические средства для доставки приборов на забой ГС как в процессе бурения, так и период эксплуатации, новые технологии вторичного вскрытия и интенсификации нефтепритока, нетрадиционные подходы к обработке и интерпретации результатов исследований.

Проблемы геофизических исследований горизонтальных скважин

При общем росте объема бурения горизонтальных скважин увеличение добычи нефти чаще всего не соответствует ожидаемому уровню. К основным причинам снижения эффективности бурения горизонтальных скважин следует отнести сложность учета неоднородности коллекторских свойств даже при условии, что бурение осуществляется на месторождениях с детально изученным геологическим разрезом.

Сложность решения задач по результатам геофизических исследований действующих горизонтальных скважин (ДГС) обусловлена многофазностью потока, немонотонностью траектории ствола скважины на горизонтальном участке (наличие восходящих и нисходящих участков в колонне). В данных условиях фазовая неоднородность возникает по длине и по сечению скважины (на горизонтальном участке). Такой характер потока и условия измерений при использовании геофизических методов и методик, разработанных для вертикальных скважин, существенно затрудняют решение практических задач. Однако при постоянном росте объемов бурения эксплуатационных горизонтальных скважин необходимость исследования ДГС возрастает. В связи с отсутствием специальной аппаратуры и методики производственные геофизические предприятия вынуждены исследовать ДГС обычными, разработанными для вертикальных скважин (традиционными), методами. При этом затраты средств и времени значительно выше по сравнению с работой в скважинах. Возникает вопрос об информативности традиционных геофизических методов и о том, какое методы можно применять при исследованиях, а какие не следует ввиду их низкой информативности.

Информативность геофизического метода определяется возможностью использования полученной информации для решения какой-либо определенной задачи. Если метод дает полезную информацию даже при решении одной задачи, следует говорить об информативности метода при исследованиях данной скважины. Оценка информативности методов осуществляется на основе обобщения и анализа результатов, полученных при производственных и опытно-методических работах в скважинах месторождений.

Для исследований обычно применяют несколько типов аппаратуры: ННК-Т, термометрия, манометрия, расходометрия механическая и термокондуктивная, влагометрия и индукционная резистивиметрия, акустическая шумометрия, ГК и магнитная локация муфт. При комплексной интерпретации результатов исследований в обязательном порядке привлекаются данные электрометрии открытого ствола и данные инклинометрии. Последнее очень важно, поскольку интерпретация результатов геофизических исследований в ДГС без учета траектории скважины в продуктивном пласте сильно затруднена. Данные перечисленных методов позволяют решать следующие задачи в горизонтальном стволе:

Определение притоков флюида в колонне . Наиболее достоверные результаты обеспечивают данные термометрии, поскольку информация связана с эффектом калометрическоого смешивания потока флюида, поступающего из щели (перфорации) с потоком флюида, находящегося в колонне.

Определение движения флюида в колонне . Использование ННК-Т, ВГД и РИС основано на их чувствительности к составу флюида в колонне и измерению границ раздела по составу при сопоставлении замеров в остановленной и работающей скважине. Достоверность результатов этих методов достаточно высока.

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.

Можно отметить следующие причины такого положения:

1) не всегда при проектировании имеется или используется вся имеющаяся геолого-геофизическая информация;

2) полученная в процессе бурения и исследования скважин геофизическая информация не всегда позволяет достоверно установить положение ствола ГС в толще неоднородных пород;

3) не учитывается особенности интерпретации геофизических материалов по горизонтальным скважинам, она выполняется формально, с использованием традиционных методик, принятых для вертикальных скважин. Даже ограниченный объем информации, получаемый комплексами «Горизонт», «Горизонталь», «Жесткий кабель», оптимально не используется.

Практика горизонтального бурения показала, что ожидаемые высокие дебиты не всегда подтверждаются. Таким образом, для получения эффекта от ГС и для его прогнозирования необходимо увеличение информации, т.е. детальное знание геологической и гидродинамической обстановки, включая геологическое строение месторождения, закономерности изменения свойств коллекторов и физико-химические свойства нефти. На дебит ГС влияют различные факторы, в том числе ее длина и положение ствола относительно границ платов на профильных геологических разрезах. Известно, что часто не вся длина горизонтальной скважины используется эффективно, жидкость в скважину поступает лишь через проницаемые участки пласта. В общем случае для осадочных пород характерна плоскопараллельная текстура (горизонтальная слоистость), для карбонатных отложений возможна неоднородность и в горизонтальном направлении. Анализ влияния различных видов неоднородности на дебит ГС возможен лишь по результатам совместной интерпретации данных геофизических исследований и сведений, полученных по соседним вертикальным скважинам.

Таким образом, кроме длины, на дебит ГС влияют положение ее ствола в разрезе залежи, расчлененность разреза, макро- и микрослоистость и анизотропия пород, наличие гидродинамической связи между пропластками.

При интерпретации в первую очередь необходимо установить реальное пространственное положение ствола скважины, так как оно может существенно отличаться от проектного. Во-вторых, в процессе интерпретации необходимо учесть геологические параметры вскрытых пластов вблизи ГС, а в благоприятных случаях – по всему разрезу залежи.

Дебитомер

Из-за большой протяженности горизонтальных стволов в продуктивных пластах (200-300м и более) на фоне обычно небольшого увеличения дебитов нефти (в 1,5-2 раза) относительно вертикальных скважин удельный дебит в ГС гораздо ниже порога чувствительности существующей потометрической аппаратуры. Весьма актуальной становится разработка дебитомеров для определения работающих интервалов, поинтервальных дебитов, выявления зон обводнения в условиях ГС.

К настоящему времени разработан обширный ряд многопараметровой и компьютеризированной аппаратуры на базе механических (МП) и термокондуктивных (ТП) преобразователей притока.

МП позволяют измерять непосредственно действующие характеристики притока. В качестве чувствительных МП используют динамические вертушки, поплавково-пружинные устройства и поворотные турбинки на струнной подвеске. Скважинные приборы, в которых используется МП, делятся на беспакерные и пакерные.

Беспакерные дебитомеры (расходомеры) применяются обычно в высокодебитных скважинах. Пакерные приборы более сложные, зато позволяют измерять расходы с большей точностью, чем беспакерные.

Для характеристики лишь интенсивности измеряемых величин используются ТП. Они имеют большой диапазон индикации дебита, некритичны к механическим примесям в потоке.

Комбинирование МП и ТП в одном комплексном приборе позволяет, в принципе, учитывать различные негативные факторы, расширить область применения аппаратуры.

Заключение

ОТКРЫТЬ САМ ДОКУМЕНТ В НОВОМ ОКНЕ

ДОБАВИТЬ КОММЕНТАРИЙ [можно без регистрации]

Ваше имя:

Комментарий