Каротаж продуктивности горизонтальных скважин действующего фонда

     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