Каротаж продуктивности горизонтальных скважин действующего фонда

     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.