Геофизические методы исследования эксплуатационных скважин газонефтяного месторождения Барсагелмез с целью выделения коллекторов, оценки коллекторских свойств и характера насыщения коллектора

3.5 Применение методов термометрии для определения интервалов пластов, обводнённых нагнетаемой водой

Регулирование фронта продвижения нагнетаемой воды при разработке нефтяных месторождений с реализацией систем законтурного и внутриконтурного, а также избирательного заводнения требует эффективной методики контроля за его продвижением.

В настоящее время для контроля за обводнением нефтяных месторождений применяют два основных комплекса методов: радиоактивные методы (ИНГК и ГК+НГК), включающие исследования с импульсным генератором нейтронов и радиоактивных источников, и методы, при помощи которых изучают структуру и поток жидкости в скважине (влагомеры, плотномеры, резистивиметри, термометри и др.). Нейтронные методы эффективно применять при достаточно высокой минерализации пластовых вод и в неперфорированных интервалов скважины. Методы, применяемые для изучения потока и структуры флюида в скважине, можно использовать только для исследования перфорированных пластов в действующих скважинах.

При низкой минерализации пластовых вод или опреснении их в результате закачки в пласты поверхностных вод или проникновении в прискважинную зону пластов инородной жидкости применение нейтронных методов малоэффективно. Поэтому, этими методами на месторождении Барсагелмез, для которых характерна низкая минерализация закачиваемых вод, можно исследовать только неперфорированные пласты. Для учета различных факторов, влияющих на показание ИНГК (глинистость, пористость), необходима специальная подготовка скважин, предусматривающая глушение их соленой водой.

Методы, с помощью которых изучают поток жидкости, нельзя использовать для исследовании простаивающих скважин или неперфорированных пластов. Применение же их в перфорированных обводненных скважинах позволяет определить место поступления в скважину как минерализованной, так и пресной воды. Однако установить причину обводнения - прорыв фронта нагнетаемых вод (ФНВ) или затрубную циркуляцию - этими методами невозможно.

Метод высокочувствительной термометрии, получающий все большее распространение на промыслах месторождения Барса-Гельмез, практически не имеет перечисленных недостатков. Благодаря простоте и быстроте проведения исследований, а также экономичности этот метод стал одним из основных методов исследований при контроле за прорывом ФНВ как в перфорированных, так и в неперфорированных интервалах действующих скважин.

Известно, что создание вторичных тепловых полей эксплуатируемого пласта обусловлено дроссельным эффектом и конвективным переносом тепла движущимся нагретым или охлажденным флюидом. Кроме того, характер распределения температуры потока от забоя к устью скважины зависит от процессов, происходящих в скважине: теплообмена жидкости, движущейся по стволу скважины, с горными породами и калориметрического эффекта смешивания флюидов различной температуры.

Реализация систем законтурного и внутриконтурного, а также избирательного заводнения приводит в движение вдоль линии токов почти всю жидкость, находящуюся в продуктивных коллекторах. Поэтому определяющим фактором прорыва ФНВ в неперфорированных интервалах действующих скважин является конвективный перенос тепла флюидом, движущимся по порам коллектора. Необходимо отметить, что процессы теплообмена внедряемой воды с большой контактной поверхностью скелета горных пород обусловливают резкое отставание температурного фронта воды от ФНВ, это затрудняет его экспериментальное определение при исследовании неперфорированных интервалов. Однако учитывая необходимость специальной подготовки скважин для ИНГК, его проведению, в любом случае должны предшествовать температурные исследования.

Определяющим фактором при выделении интервалов прорыва ФНВ в перфорированных интервалах эксплуатационных скважин является различие, при прочих равных условиях, эффектов дросселирования воды и нефти в порах коллектора.

Результаты термометрических исследований, иллюстрирующие возможность применения метода высокочувствительной термометрии при определении интервалов прорыва ФНВ как в перфорированных, так и в неперфорированных интервалах действующих скважин приведен выше в предыдущем разделе на диаграмме 14.

Для определения обводненных интервалов обычно дважды проводится замер высокочувствительным термометром: в работающей и остановленной скважине. На термограмме, записанной в работающей скважине, проявляются как дроссельный, так и калориметрический эффекты, в то время как в остановленной скважине с прекращением поступления флюида калориметрический эффект исчезает.

Систематические температурные исследования в перфорированных интервалах нефтяных скважин до (к забою дросселируется нефть) и после (дросселируется вода) прорыва ФНВ значительно повышают эффективность метода высокочувствительной термометрии при выделении интервалов прорыва ФНВ.

Таким образом, результаты термометрических исследований показывают эффективность применения метода высокочувствительной термометрии для определения интервалов прорыва ФНВ независимо от степени их минерализации, в связи с чем описанный метод является весьма перспективным в комплексе методов контроля за продвижением ФНВ.

3.6 Методика интерпретации термометрии газовых скважин

При интерпретации термометрии, проводимой в газовых скважинах с насосно - компрессорными трубами (НКТ), поднятыми выше кровли продуктивного горизонта, принимаются во внимание эффекты дросселирование, калориметрического смешивания, теплообмена. Выделение газоотдающих коллекторов, определение дифференциальных дебитов и попластовых газодинамических параметров в этих условиях не вызывают затруднений.

В газовых скважинах, эксплуатируемых одновременно-раздельной эксплуатацией, НКТ повсеместно перекрывают продуктивные пласты, затрубное пространство выше кровли продуктивного пласта всегда изолировано пакером.

Многолетный опыт работ на газовых месторождениях показал, что межпластовые перетоки газа имеют место не всегда и не повсеместно. С другой стороны было замечено, что при длительной эксплуатации газовых всегда отмечается охлаждением пород, фиксируемое в простаивающих и находящихся в капитальном ремонте скважин. Возникла необходимость в осмыслении как методики интерпретации термометрии, так и технологии промыслово - геофизических исследований длительное время эксплуатирующихся газовых скважин.

Охлаждение пород против газоотдающих пластов теоретически объясняется эффектом дросселирования газа в течении продолжительного времени. Восстановление температуры до геотермической обычно происходит в течение времени, сравнимого со временем возмущения температуры. Из опыта исследовательских работ известно, что термоаномалии сохраняются в течении нескольких месяцев или даже лет после остановки скважин. При исследовании газовых скважин фиксируются термоаномалии, обязанные своим возникновением предшествующей отработке разреза (эффект многолетнего охлаждения), изменению температуры под воздействием текущей отработки, возможным межпластовым перетокам газа во времени проведения ГИС. Задача состоит в использовании названных характерных признаков для методических приемов интерпретации данных термометрии.

На диаграмме 9 приведены результаты комплекса исследований по газовой скважине № 145 месторождения Барса-Гельмез, проведённое от 12.09.2005 г. Технические данные скважины: фильтр 3472-3476, 3482-3486, 3545-3558 м; НКТ 2,5х3537 м; забой - 3641 м; циркуляционный клапан в закрытом положении - 3521 м; механический пакер, установленный для одновременно - раздельной эксплуатации - 3524 м; SR ниппель в открытом положении - 3527 м; патрубок в НКТ 3500-3502м. Как видно из кривых, приток газа поступает из верхних фильтров 3472 - 3476м, 3482 - 3486м и попадает в НКТ через дефект, образованный в процессе эксплуатации на глубине 3481 м. Основной приток газа поступает через интервал перфорации 3548 - 3556 м.

На диаграмме 10 представлены диаграммы, записанные в газовой скв.№248, месторождения Барса-Гельмез от 23.06.2003 г, эксплуатирующихся при наличии межтрубных перетоков жидкости за НКТ. Вследствие экранирования НКТ работающих пластов, отсутствия эффектов охлаждения и из-за наличия межтрубных перетоков, по данным исследований газовый пласт 3697-3704 м на приток не участвует. Приток воды поступает из фильтров 3615- 3618 м и 3620 - 3626 м через циркуляционный клапан, установленный на глубине 3647 м в открытом положении. Механический пакер установлен на глубине 3652 м, воронка - 3657 м.

При длительном периоде эксплуатации газовых скважин происходит возникновение отрицательных термоаномалий температур против газонасыщенных пластов. В динамическом режиме при высоком дебите газа аномалии против пластов не прослеживаются. В статическом режиме происходит восстановление термограмм до геотермической температуры в интервалах неколлекторов. Против газоотдающих коллекторов на термограмме, записанное в поздней статике, отмечаются отрицательные термоаномалии, вызванные предшествующей отработкой разреза. По термогамме отбивается кровля и подошва газоотдающих пластов. Обычно границы газонасыщенных пластов выделяются по середине отрицательных аномалий. Привлечение данных ГИС открытого ствола по выделению коллекторов способствует уточнению этих границ.

Максимальные значения термоаномалий имеют место при работе пласта с наибольшей депрессией продолжительное время. Максимальная депрессия на пласты характерны для газонасыщенных коллекторов, имеющих невысокие фильтрационно - емкостные свойства (ФЕС). При одинаковом времени отработки продуктивного разреза пласт с худшими ФЕС выделяется большой термоаномалией. При различном времени отработки пластов значения температур меняются за счет временного фактора. Так, вновь подключенный к эксплуатации пласт не выделяется по эффекту предшествующей отработки и может быть пропущен при выделении газоотдающих коллекторов. С другой стороны, работающий продолжительное время с максимальной депрессией пласт при проведении ГИС может быть уже выработанным, хотя по термоаномалиям он кажется газоотдающим. Рассмотрение каждого конкретного случая может снять неоднозначность интерпретации.

Диаграмма 9. Профиль притока по газовой скв. №145месторождения Барса-Гельмез.



Диаграмма 10. Профиль притока по газовой скв. №248 месторождения Барса-Гельмез.

При селективной выработке продуктивного разреза в остановленных и эксплуатирующихся при малых дебитах скважинах происходят межпластовые перетоки газа из пластов больших давлений в пласты с минимальными пластовыми давлениями. При перетоках сверху вниз отбивается кровля пласта, из которого происходит переток, и подошва пласта, в который осуществляется переток газа. При перетоках газа снизу вверх выделяются подошва пласта, из которого происходит переток, и кровля поглощающего пласта. При этом выделение возможных газоотдающих пластов, расположенных между двумя первыми, затруднительно. Выделение газоотдающих пластов обычно корректируется по данным выделения коллекторов в открытом стволе.

В заключение следует упомянуть о методике скважинных исследований при производстве термометрии. Обычно исследования начинаются с осуществления термометрии динамического режима. Далее скважина останавливается и проводится серия исследований до момента установления статического режима. При эффекте текущей отработки достижение стационарности фиксируется совпадением геотермы и термограммы, при эффектах предшествующей отработки и межпластовых перетоков - совпадением двух последних термограмм. Опыт проведения ГИС на скважинах свидетельствует о необходимости нескольких замеров термометрии в статическом режиме: через каждый час после остановки скважины.

На диаграмме 11 приведены результаты термометрии по скважине № 61 месторождения Барса-Гельмез, снятое от 30.08.2006г для определения интервалов притока воды заколонной сверху вниз. Технические данные скважины: фильтр 3833 - 3839,5 м; НКТ 2,5-3731 м; патрубок в НКТ 3712 - 3713 м. Как видно из результатов термометрии, приток воды из пласта 3790-3800 м заколонной сверху вниз поступает в скважину через верхнее отверстие фильтра, Поэтому процесс восстановления естественного термоградиента во времени в интервале 3790-3835 м протекает медленно, чем вышележащие интервалы.



Диаграмма 11. Метод исследование скважины термометрией при наличии перетока жидкости заколонной сверху вниз на примере скв. №61 месторождения Барса-Гельмез.

3.7 Оценка характера насыщения сложных коллекторов по результатам термического каротажа

Теплопроводность осадочных пород изменяется в широких пределах. Низкой теплопроводностью (высоким тепловым сопротивлением) обладают глины, аргиллиты, а также интервалы газонефтенасыщения. Наибольшими значениями теплопроводности отличаются ангидриты, доломиты, известняки, мергели. В целом же для осадочных пород характерны значения теплопроводности 0,3 - 5,73 Вт/(мК).

Петрофизической предпосылкой применения термометрии для определения характера насыщения глинистых коллекторов является изменение их теплопроводности при насыщении различными флюидами (вода, нефть или газ), тепловое сопротивление воды (1,94 м ч град/ккал), примерно в 4 раза меньше, чем у нефти (7,69 - 9,09 м ч град/ккал), и в 14 раз меньше, чем у природного газа (27,48 м ч град/ккал).

Существующая методика термического каротажа (измерение абсолютной температуры как функции глубин) предусматривает запись термограммы на одном из последних спусков прибора при выполнении заключительного комплекса ГИС. По такой термограмме нельзя судить ни о характере насыщения предполагаемого коллекторе, ни об истинных значениях абсолютных температур. Первое связано с непрерывным перемешиванием глинистого раствора во время спускоподъемных операций (СПО) и, как следствие этого, исчезновением термоаномалий, обусловленных теплообменом между породами и раствором, а второе - с нарушением естественного теплового поля в системе скважина - пласт. Наш опыт показывает, что термоаномалии, зарегистрированные в начале исследований, исчезают через 8 - 10 СПО по всему стволу или через 10 - 15 ч после подъема бурильного инструмента независимо от наличия или отсутствия циркуляции раствора, поэтому измерения, выполненные термометром позже этих сроков, как правило, не дают информации о продуктивности исследуемых отложений.

Ниже описывается технология выделения и оценка насыщения сложных коллекторов нижнего красноцвета по результатам термического каротажа, которая рекомендуется опробовать. Объектом исследования являются глинистые коллекторы нижнего красноцвета, отличающиеся кавернозностью ствола скважины, слоистостью, аномально высокой радиоактивностью, наличием зон АВПД.

Суть технологии сводится к следующему:

1.При проведении полного объема ГИС в интервале детальных исследований и выше (100 - 200 м) сразу после подъема бурильного инструмента проводятся измерения температур в масштабе детальных исследований. Для предотвращения перемешивания ПЖ регистрацию термограмм осуществляют при спуске скважинного термометра. Во время подъема бурильного инструмента (особенно на большой скорости и при малом зазоре между диаметрами бурильного инструмента и скважины) возникает эффект поршневания, который частично снимает избыточное давление на пласты, поэтому первый замер регистрирует возникающие при контакте ПЖ с породами тепловое поля в самом начале их формирования.

2.Второй замер проводят через 4 - 6 СПО (спустя 6 - 8 ч после подъема бурильного инструмента). Термограмма второго замера, количественно характеризующая состояние теплового поля, возникшего за счет восприятия ПЖ температуры горных пород к моменту проведения исследований, более дифференцирована, при этом амплитуды аномалий теплового поля пропорциональны температуропроводности. Чем выше температуропроводность пород, тем быстрее изменяется во времени температура ПЖ, поэтому сопоставление конфигураций термограмм первого и второго замеров позволяет уточнить границы пластов (провести литологическое расчленение исследуемого разреза) и проследить динамику роста температуры промывочной жидкости (ПЖ).

3.Третий заключительный замер проводят после выполнения полного комплекса ГИС (через 18 - 24 ч после подъема бурильного инструмента).

Для термограммы этого замера характерно отсутствие аномалий, редкое исключение могут составить интервалы местных (локальных) тепловых полей, возникающие по разным причинам. Обычно они приурочены к интервалам кавернообразования (вываливание ствола из-за аномально высоких поровых давлений в глинах), а также поглощения ПЖ.

Интерпретация термограмм проводится в следующей последовательности:

- сопоставляют термограммы первого и второго замеров по конфигурации.

- проводят «граничную» линию, разделяющую породы с аномальными тепловыми свойствами на две группы:

- породы повышенной теплопроводности, характеризующиеся положительными аномалиями - справа от «граничной» линии. К ним в изучаемом разрезе относятся мергели, мергельно - доломитовые разности, известняки, водонасыщенные породы;

- породы пониженной теплопроводности, характеризующиеся отрицательными аномалиями - слева от «граничной» линии, как правило, это массивные глины, особенно с АВПД, подверженные кавернообразованию, трещиноватые газонефтенасыщенные аргиллиты, поглощающие интервалы. В качестве «граничной» линии можно использовать термограмму третьего замера при условии, что она «выположилась» , т.е. нет аномалий.

Таким образом наибольший интерес представляет отложения нижнего красноцвета в которой наиболее концентрированно продемонстрированы возможности новой технологии по выделению коллекторов и оценке их насыщения. В целом интерпретацию термограмм следует проводить в комплексе с другими методами ГИС. Это позволяет учесть влияние литологии, плотности, а также кавернозных участков ствола. При этом кавернограмма (профилеграмма) используется для следующих целей:

- увязка термограмм с материалами ГИС (как правило, расхождения по глубинам составляет 5-8м за счет инерционности термометров и превышения скорости записи);

- уточнения границ пластов в комплексе с другими методами;

- исключения кавернозных участков разреза.

Выводы:

Предложенная методика позволяет использовать результаты термического каротажа:

- для выделения продуктивных интервалов в глинистых, глинисто - карбонатных отложениях;

- при поисках и разведке водоносных пластов, которые отличаются низким тепловым сопротивлением м высокой температуропроводностью;

- для литологического расчленения исследуемого разреза, уточнения границ пластов и т.д.

3.8 Выбор оптимальной скорости движения скважинного прибора при регистрации термограмм

В настоящее время метод термометрии является самым распространенным способом исследований, т.к. используется практически при контроле всех категорий скважин. Изучение естественной температуры разреза, определение высот подъема цемента после заливки, определение места расположение дефектов обсаженной колонны и НКТ, изучение наличие межпластовых перетоков и заколонной циркуляций, определение интервалов притока жидкости и газа, ревизия герметичности газлифтных клапанов и подъемников, изучение интервалов приемистости нагнетательных скважин успешно решаются благодаря методу термометрии в комплексе с другими способами,

Одним из критериев оценки качества термограмм является скорость измерения температуры в скважине. Поэтому, выбор оптимальной скорости движения прибора при регистрации термограмм является одним из главных факторов. В практике принято, что чем меньше скорость регистрации, тем точнее определяется температура в скважине, и тем самым определяется эффективность результатов исследований. Однако, с созданием термометров нового поколения с высоко чувствительными датчиками, превышение скорости замера нельзя связать с ухудшением качества работ. Тем более в скважинах месторождений Западного Туркменистана исследования проводится с использованием высокочувствительных термометров приборами «Гранит» и ТМ-76. В связи с дальнейшим развитием термометрии и появлением новых представлений о распределении температуры в скважине появилась возможность дать критическую оценку выбора скорости и направления регистрации термограмм.

Высокая точность измерения температуры необходима при проведении всех видов исследований. Тем более, при изучении естественного термоградиента разреза, по сравнению с определением высоты подъема цемента, относительно высокая точность замера играет важную роль. В то же время, при исследовании эксплуатационного и нагнетательного фонда скважин , на основе интерпретации температурных аномалий решаются различные задачи. При этом, исследования проводятся в комплексе с другими гидродинамическими методами. Тем более, в добывающих скважинах с периодическим притоком, газлифтных скважинах с периодической работой клапанов и т.д. термоаномалии ограничено во времени. Несмотря на это, скорость движения прибора должна обеспечить возможность регистрации изменения термограммы и решить поставленную задачу.

Как известно, общие исследования термометром проводятся, в основном, для определения места притока через дефект эксплуатационной колонны на излив или при определении места нарушения герметичности колонны и НКТ при закачке, для выявление наличие заколонной циркуляции и межпластовых перетоков, а также для изучения герметичности цементных мостов и мост пакеров. Для решения этих задач эффективно использовать измерения термометром при отборе жидкости из скважины или при закачке жидкости в скважину. Известно, что при работе скважины сравнительно малым дебитом или сравнительно низкой приемистости дефекта эксплуатационной колонны, при низкой скорости движения прибора, места притока и приемистости не всегда будет выявлен. В режиме стравливания давления и установления теплового поля режима излива, при малой скорости, т.е. при потери много времени, определить место нарушения герметичности колонны не всегда удается.

При регистрации термограмм, кроме величины скорости, на эффективность результатов исследований оказывает влияние и направление движения прибора. При общих и детальных исследованиях основная и контрольная записи термометром проводятся с целью оценки достоверности материала и для сопоставления двух диаграмм между собой. При сопоставлении замеров при спуске и подъеме расхождение между ними, как известно из практики, составляет не более 2 метра и не превышает допустимую величину погрешности измерения температуры, вследствие того, что датчик используемых термометров обладают высокой инерционностью и чувствительностью.

Следует отметить, что многолетний опыт работы с термометрией показывает, что датчик термометра высокочувствителен на нагрев, по сравнению с охлаждением. Поэтому, термограмма, записанные при спуске прибора на рост естественного более информативен, чем замер, записанное при движении прибора вверх.

Ответ на вопрос, с какими скоростями необходимо проводить измерения температуры в скважине, зависит от задачи исследований и от требуемой точности. В регламентирующих документах многих геофизических предприятиях применяются различные данные о скорости регистрации термограмм при детальных и общих исследованиях. Скорость регистрации предлагается определять из выражений (1):

При общих и детальных исследованиях , соответственно,

Vо(м/ч) = 104/ ф(сек) (1) и Vд(м/ч) = 1,2 •103/ ф (сек.) (2)

где ф - постоянная времени термометра, определенная в лабораторных условиях. Термометры характеризуются вполне определенной величиной - постоянной времени прибора. Она не зависит от динамических процессов, происходящих в стволе скважины. Постоянную времени термометра определяют в лаборатории и в остановленной скважине.

Значение для прибора «Гранит», определенное в лабораторных условиях составляет 0,02сек. Как правило, для определения в скважине на термограмме, зарегистрированной вдоль ствола скважины, выбирается участок, где градиент температуры отличен от нуля . На выбранном участке проводится измерение температуры в остановленной скважине при спуске прибора с постоянной скоростью. Затем прибор останавливают, а запись термограммы продолжают. Так как термометр имеет постоянную времени, которая не равна нулю, то регистрируемая температура жидкости Т(z) отличается от ее истинной величины Т0(z), где z - координата глубины в скважине. После остановки прибора на глубине z = Н регистрируемая температура Т(Н) монотонно приближается к истинной температуре жидкости Т0(Н) в скважине. Поведение этой термограммы описывается, практически, экспоненциальной зависимостью. Время после остановки прибора, в течение которого будет зарегистрирована температура Т(ф) = 0,63[ Т0(Н) - Т(Н)], должно быть равно постоянной времени термометра. Однако, данный способ на практике почти не приемлим, так как мгновенная остановка прибора при спуске - подъемных операциях через каротажные подъемники невозможна и недопустима. А постепенная остановка прибора при движении приведет заранее восстановлению или полувосстановлению постоянной времени термометра.

Подставляя лабораторные значение = 0,02 сек в формулы (1) и (2) получим, соответственно, при общих исследованиях Vо = 500 тыс. м/ч и при детальных исследованиях Vд = 60 тыс.м/ч. Полученные допустимые сверх высокие скорости движения прибора указывает на то, что при использовании высокочувствительных термометров выше указанные формулы в производственных условиях абсолютно не применима.

Кроме указанных выше, в также приводятся теоретически полученные формулы для определения скорости регистрации термограмм в скважине, когда температура в интервале аномалии изменяется плавно. При детальных и общих исследованиях, соответственно:

Vд(м/ч) = 1440/ ф (сек). (3) и Vо(м/ч) = 3600/ ф(сек). (4)

При постоянной времени термометра типа «Гранит» = 0,02сек, из формул (3) и (4) скорость регистрации термограмм должны составить Vд = 72тыс.м/ч и Vо = 180 тыс.м/ч, что в практике абсолютно невозможно. В целом, для высокочувствительных приборов для определения допустимой скорости термограммы вышеуказанные формулы абсолютно не приемлима. Тем более, инерционность датчика термометров электронной регистрацией приборов «Гранит» и ТМ-76 обусловлена, в основном, только постоянной времени датчика температуры.

Следует отметить, что при общих исследованиях количественная обработка термограмм не проводится. Поэтому скорость движения высокочувствительных термометров можно увеличить почти 2-4 раза для того, чтобы измерение вдоль всего ствола скважины провести за короткое время, не превышающее 20 - 30 минут. Такие высокие скорости регистрации термограмм необходимы для того, чтобы аномалии температуры по стволу скважины не успели расформироваться.

В современных термометрах датчик температуры располагается вдоль оси в полости прибора так, что при движении прибора вниз жидкость 4- вытекает из этой полости вверх, а снизу - втекает. При движении прибора вверх направления движения жидкости в этой полости изменяется на противоположное. Поэтому, независимо от направления движения прибора в скважине и независимо от внутреннего диаметра скважины, происходит интенсивное перемешивание жидкости вблизи датчика температуры. В результате этого перемешивания регистрируется среднеинтегральная температура жидкости, обтекающая скважинный прибор, а не температура в потоке на расстоянии r = R - rд от стенки колонны, где R - радиус прибора; r д - радиус датчика температуры.

В процессе непрерывного измерения температуры в каждой отдельной взятой точке по глубине происходит интенсивное перемешивание жидкости вблизи датчика температуры в перпендикулярной к оси скважины плоскости. Перемешивание жидкости в скважине осуществляется также кабелем и корпусом прибора. При этом происходит смещение жидкости вниз по направлению движения прибора на допустимую величину ДН. В практике принята, что при общих исследованиях ДН = 1м, при детальных ДН = 0,4м. Следовательно, чтобы термограмма была точно привязана по глубине, необходимо сместить ее по глубине на величину ДН в сторону, противоположную направлению движения прибора. Теперь становится понятным расхождение термограмм при исследованиях по глубине до 2 метров, зарегистрированных при спуске и подъеме прибора.

Для достоверности вышеуказанных рассмотрим результаты термограммы, снятых в контрольно - поверочной скважине Управления «Туркменнебитгеофизика» комплексным прибором «Гранит», имеющий высокочувствительный датчик термометра. Как видно из диаграммы 12, независимо от скорости движения прибора, наивысшая точка термоаномалии при спуске прибора отмечается на глубине 604м, а при подъеме прибора на глубине 602м. Максимальное расхождение глубин составляет 2 метра. Естественно, при любой скорости записи, для точной привязки глубин, записи спуска необходимо приподнять на 1м выше, а диаграммы подъема опустить на 1 м вниз.

С другой стороны, максимальное расхождение абсолютных значений температуры, зарегистрированное при скорости 300м/час и 8000м/час, независимо от направления движения прибора, составляет всего лишь 0.2 0С. Аналогичная картина получено также при изучении чувствительности датчика термометра типа ТМ-76.

Таким образом, высокий порог реагирования температурных датчиков приборов, применяемых в управлении «Туркменнебитгеофизика», позволяет произвести замер как при спуске, так и при подъеме прибора максимально допустимой скоростью каротажного подъемника. Однако, учитывая накопленный опыт проведения исследовательских работ, рекомендуется использовать скорость движения прибора при детальных исследованиях 600-1200м/час, при общих исследованиях до 5000м/час.

Многие геофизики считают, что увеличение скорости регистрации термограмм повлечет за собой уменьшение стоимости исследований в скважине. Поэтому, несмотря на увеличение эффективности результатов исследований при переходе на «высокоскоростные» технологии они не используются в некоторых геофизических предприятиях. При данном подходе к оценке результатов геофизических исследований сдерживается внедрение достижений науки в производство.

Диаграмма 12. Результаты термограммы, зарегистрированное при спуске (левое) и подъеме (правый ) прибора «Гранит» при различных скоростях: (1 - 300м/ч; 2 - 600м/ч; 3 - 900м/ч; 4 - 1200м/ч; 5 - 1500м/ч; 6 - 2400м/ч; 7 - 4000м/ч; 8 - 8000 м/час).

3.9 Влияние химического состава пластовых вод на показания резистивиметра

При проведении гидродинамических исследований в добывающих и наблюдательных скважинах, вместе с другими методами, в обязательный комплекс входит резистивиметрия. Исследование действующего фонда скважин Западного Туркменистана проводится прибором «Гранит» российского производства, где датчик резистивиметра используется для измерения электрической проводимости жидкости, заполняющей ствол скважины. Диапазон измерений прибора составляет 1ч150 См/м, разрешающая способность 0.05 См/м, допустимая погрешность 10%.

В процессе исследований значения проводимости регистрируются в единице измерения См/м и с помощью компьютерной обработки через программу «Оникс», переводятся в минерализацию со значением г/л.

Следует отметить, что абсолютное значение минерализации пластовых вод по площадям, отложениям и горизонтам имеют различные значения. Поэтому, главным фактором эталонировки прибора является проверка достоверности абсолютного значения минерализации.

Как известно, к отложениям апшеронского, акчагыльского ярусов и красноцветной толщи месторождений Западного Туркменистана приурочены воды всех типов - ХК, ХМ, СН и ГКН. Как по разрезу, так и по площадям водоносных комплексов, общая минерализация, тип и содержание отдельных компонентов солевого состава заметно изменяются.

В верхних горизонтах апшеронского яруса пластовые воды в основном относятся к ХК типу и имеют относительно небольшую минерализацию в пределах 15ч50 г/л с повышенным содержанием сульфатов. В нижних горизонтах апшерона залегают пластовые воды СН и ГКН типов с той же минерализацией. Пластовые воды акчагыльского яруса ХК типа бессульфатные и имеют минерализацию 50 ч 60 г/л. Пластовые воды залежей верхнего красноцвета ХК типа со сравнительно высокой минерализацией 120 ч 230 г/л в основном бессульфатные. При этом, минерализация вод растет по площади от свода к крыльям и по разрезу - сверху вниз. Пластовые воды залежей нижнекрасноцветных отложений характеризуются низкой минерализацией 20 ч 50 г/л, где тип воды изменяется с ГКН на ХК и ХМ. Сравнительно повышена концентрация сульфатов и бикарбонатов.

Как известно, в продуктивные пласты апшеронского, акчагыльского ярусов и отложений верхнего красноцвета месторождений Котуртепе и Барса-Гельмез, в целях поддержания пластового давления, в течение более 30 лет закачивается вода Каспийского моря и смешанные пластовые воды, попутно добываемые через нефтяные скважины.

Таким образом, для изучения характера реагирования резистивиметра на разные температуры, проводили экспериментальные исследования в контрольно-поверочной скважине управления «Туркменнебитгеофизика». Исследование проводили при спуске и подъеме прибора в интервале 500 - 700м с различной скоростью. Как видно из диаграммы 13, скорость движения прибора, а также направление движения прибора на показания проводимости датчика практически не влияет. Однако, как заметно из диаграммы, характер кривой резистивиметрии идентичен термограмме. Это связано с заметным влиянием температуры на проводимость датчика. Например, значение проводимости на глубине 500м и 700м составляет, соответственно 30,23 См/м и 32,64 См/м, т.е. завышено на 2,41См/м (7,9%). Проводимость прибора, снятая в минерализованной воде при температуре 340С показало 12,57 См/м, а при нагревании до 900С возросло до 18,34 См/м, т.е. увеличилось на 46 %.

После перевода значения проводимости через программу «Оникс» на минерализацию выяснено, что на глубине 500м, при среднем значении



Диаграмма 13. Результаты проводимости, снятые в контрольно - поверочной скважине управления «Туркменнебитгеофизика».

Левый ряд - при спуске прибора, правый ряд - при подъеме прибора. Скорости движения прибора: 1 - 300; 2 - 600; 3 - 900; 4 - 1200; 5 - 1800; 6 - 2400; 7 - 4000; 8 - 8000 м/час. минерализации 142,76г/л, показания 16 замеров, снятых при подъеме и спуске прибора с различной скоростью, колеблется в диапазоне 142,42ч143,28 г/л, а на глубине 700м. при среднем значении 143,86г/л, варьируется от 143,70 до 144,04 г/л. Естественно, увеличение минерализации по глубине на 0.94 г/л, т.е. всего 0,66% связано с ростом фактической минерализации данной скважины. Таким образом, как выяснили, обработка проводимости через «Оникс» проводится с учетом влияния температуры. Поэтому, кривая минерализации выпрямляется и варьируется в диапазоне 142,2 ч 144,1 г/л. (Диаграмма 14).

Для изучения влияния различных солей с разной концентрацией на показания датчика прибора, проводили экспериментальные работы при комнатной температуре. В качестве исходной соли использовали пищевую соль месторождения Куйлимаяк и бишофит Карабогазсульфата, а также равная пропорция смешанной фракции этих солей. Исходные данные и полученные результаты представлены в таблице и на графике. Как видно из графика, тип солей сильно влияет на датчик проводимости прибора и при минерализации вод выше чем 50г/л, значения NaCl и MgCl2 расходятся почти на 70%. Однако, при значении минерализации воды до 50г/л расхождение составляет всего 9%, т.е. находится в пределах допустимой погрешности прибора. Таким образом, на фактическое показание датчика резистивиметра сильно влияет тип воды. Тем более в отложениях месторождения Барса-Гельмез залегаются пластовые воды с различной минерализацией, относящиеся совершенно к разным типам. Поэтому, только при исследовании скважин с минерализацией воды до 50г/л методом резистивиметрии, можно определить фактическую минерализацию пластовых вод. При высоких значениях минерализации их абсолютное значение необходимо выдавать в условных единицах измерения.

Следует отметить, что при проведении глубинных исследований, резистивиметрия широко используется для отбивки границы раздела нефть - вода по стволу скважины. Как видно из результатов исследований по скв. №206 месторождения Барса-Гельмез (диаграмма 15), резистивиметр, как правило, на раздел газ - нефть не реагирует. В тоже время на глубине 1579м четко отбивается граница раздела нефть - вода. Резистивиметрия также широко используется для отбивки границы раздела вода - раствор . Обычно, после освоения действующих скважин, в большинстве случаях в зумпфе остается глинистый раствор. Также в пескопроявляющихся скважинах ниже интервалов притока осаждаются уплотненные примеси пород. Как видно, из результата исследования в скв. № 74 площади Барса-Гельмез (диаграмма 16), на глубине 1250м резистивиметр четко отбивает границу раздела вода - раствор. Во всех исследованиях значение проводимости и минерализация в растворе намного ниже, чем в воде. Это объясняется малым объемом минерализованной воды в общем объеме раствора. Данный способ часто используется при изучении герметичности цементных мостов и мост - пакеров, т.к. при движении жидкости с забоя остаточный раствор с зумпфа скважины обычно выносится на поверхность.

Такой приме приводится и по добывающей скв. № 78 месторождения Барса-Гельмез (диаграмма 17), где граница застойного раствора отбивается на глубине 3662 м. По данной скважине приток жидкости поступает заколонной из пласта 3661-3682 м через фильтр 3660 - 3662 м.

Метод резистивиметрии постоянно используется при изучении профилей притока добывающих нефтегазовых скважин. Как видно из диаграммы 18, по скв. № 171 месторождения Готурдепе ( фильтр 2473-2476 м и 2538-2542 м; Рбуф = 17 атм, Рзтр = 35 атм) приток нефти с водой поступает в интервале 2473 - 2474 м и приток воды поступает в интервале 2474 - 2476 м. В комплексе с другими методами, в данном случае по резистивиметрии на глубине 2476,5 м чётко отбивается граница застойной воды.

Метод резистивиметрии также успешно используется при определении глубины дефекта обсаженной колонны в процессе закачки в скважину жидкости,



Диаграмма 14. Обработанные результаты резистивиметрии через программы «Оникс» совместно с термометрией и манометрией, записанное в контрольно - поверочной скважине управления «Туркменнебитгеофизика».

График зависимости проводимости и минерализации вод, насыщенных различным типом и концентраций солей, изученное датчиком резистивиметрии прибора «Гранит».



Диаграмма 15. Отбивка статического уровня нефти и границы раздела нефть - вода по скв. № 206 месторождения Барса-Гельмез.

Диаграмма 16. Отбивка границы раздела вода - раствор по скв. № 74 месторождения Барса-Гельмез.



Диаграмма 17. Отбивка границы застойного раствора при изучении профиля притока по скв. №78 месторождения Барса-Гельмез.

Диаграмма 18. Отбивка границы застойной воды при изучении профиля притока по скв. №171 месторождения Барса-Гельмез.



отличающаяся по химическому составу от скважинной жидкости. К примеру, на диаграмме 19 приведены результаты исследований по скв.№ 138 месторождения Барса-Гельмез, где при закачке воды по данным резистивиметрии на глубине 3477 м чётко выделяется нижний интервал приёмистости, т.е. отмечается граница застойной воды. Пример определения места дефекта эксплуатационной колонны по резистивиметрии ( в комплексе с термометром) также приведены на диаграмме 20, где скв. № 649 месторождения Барса-Гельмез имеет очень низкую приемистость. Несмотря на это, метод термометрии с резистивиметрией интервал дефекта эксплуатационной колонны отмечали на глубине 1183м.

Выводы.

1. Метод резистивиметрии необходимо использовать при изучении интервалов притока жидкости, при определении дефекта обсаженной колонны, а также при отбивке границы раздела нефть - вода и вода - раствор.

2. При исследовании скважин, чувствительность датчика резистиви-метрии позволяет увеличить скорость спуска - подъема прибора до максимально возможной скорости подъемника.

3. При исследовании скважин, с вскрытием продуктивных интервалов с низкой минерализацией пластовых вод (до 50 г/л), результаты проводимости рекомендуется перевести в минерализацию, т.к. получаемые значения находятся в пределах допустимой погрешности прибора.

4. В скважинах с высокой минерализацией свыше 50 г/л, обработанные значения минерализации необходимо перевести в условные единицы измерения.



Диаграмма 19. Отбивка границы застойной жидкости при изучении интервала приемистости по скв. №138 месторождения Барса-Гельмез.

Диаграмма 20. Определение местонахождения дефекта эксплуатационной колонны по скв. №649 месторождения Барса-Гельмез.



3.10 Возможности термокондуктивных дебитомеров при исследовании скважин

На месторождении Барса-Гельмез широкое применение получили вторичные методы интенсификации добычи нефти и газа. Главными из них являются законтурное и избирательное заводнение залежей закачкой воды. Применение этих методов потребовало систематического проведения тщательного контроля за процессами отбора нефти и газа из пластов и за продвижением как нагнетаемых, так и пластовых вод. При этом широкое распространение получили радиоактивные, термометрические и гидродинамические методы контроля процесса разработки нефтегазовых залежей.

Наиболее важное значение для исследования перфорированных интервалов имеют гидродинамические методы, в частности, скважинная дебитометрия. С ее помощью оцениваются вертикальная неоднородность пластов и совершенство вскрытия коллектора, проводится расчленение эксплуатируемой толщи на отдельные пропластки, определяется доля каждого из них в общем дебите, контролируется их выработка и др.

Из электрических дебитомеров наиболее широкое применение получили термоанемометры. Термоанемометр представляет собой помещенное в поток непрерывно нагреваемое или предварительно нагретое тело, у которого определяется количество отдаваемого им тепла в единицу времени. По количеству отдаваемого тепла можно судить о линейной скорости потока, которая при известной площади сечения может выражаться через объемный расход жидкости. Термоанемометры подразделяются на две группы: собственно термоанемометры, в которых датчик температуры отделен от нагреваемого тела, а измерительная цепь - от нагревательной, и термокондуктивные анемометры, в которых функции нагреваемого тела и датчика температуры совмещены.

Необходимость такого прибора обусловлена некоторыми серьезными ограничениями возможностей механических расходомеров, снижающими их область применения. Главными ограничениями являются малая чувствительность к потоку в диапазоне малых и средних скоростей и большая подверженность показаний влиянию механических примесей в потоке. Термокондуктивные дебитомеры свободны от указанных недостатков механических расходомеров.

Скважинный термокондуктивный дебитомер (СТД) предназначается для определения линейной скорости движения потока флюида по стволу скважины или в обсадной колонне. При известном сечении ствола скважины (экспл. колонны и НКТ) от линейной скорости можно перейти к объемной скорости потока. Полученные с помощью СТД данные могут быть с успехом использованы для решения ряда нефтепромысловых задач.

Скважинный термокондуктивный дебитомер основан на зависимости температуры подогреваемого тела, помещенного в поток жидкости или газа, от скорости его движения. Такие приборы относятся к классу термоанемометров . Основным элементом СТД является датчик - сопротивление, нагреваемое электрическим током до температуры, превышающей температуру среды. Датчик включен в мостовую схему, при помощи которой наблюдается изменение его сопротивления при постоянной подводимой мощности электрического тока. По величине этого изменения можно судить о температуре датчика и скорости потока.

Принцип электрической термоанемометрии широко известен и основан на регистрации изменения температуры нагреваемой электрическим током металлической нити в результате ее охлаждения потоком жидкости или газа.

В связи со специфическими условиями (высокое давление, электропроводящая окружающая среда и пр.) использование в скважинных термоанемометрах открытой нагреваемой нити в качестве датчика невозможно. Поэтому они имеют довольно сложную конструкцию, включающую обычно нагреватель и термопреобразователь, помещенные в защитный металлический корпус. Такой датчик имеет форму цилиндра, расположенного вдоль потока и имеющего хороший тепловой контакт с корпусом скважинного прибора. Это приводит к усложнению зависимости температуры датчика от скорости потока

Флюида по сравнению с теоретической. Сложный вид характеристики скважинного термоанемометра доказывают и проведенные исследования . Поэтому не вызывает удивления основной вывод, что термоанемометр можно использовать, в основном, только для получения информациина качественном уровне как индикатор притока.

Основными достоинствами термокондуктивного метода являются возможность проведения исследований в различных средах, широкий диапазон измеряемых скоростей потока, простота технической реализации и отсутствие подвижных частей.

Наиболее часто в качестве первичного измерительного преобразователя используется термоанемометр с прямым или косвенным подогревом. Однако в реальных условиях геофизических исследований в скважинах указанный метод измерений не обеспечивает необходимой точности измерений расхода. Поэтому устройства, содержащие термоанемометр, обычно рассматриваются как индикаторы скорости движения флюида, а их погрешности не нормируются . В связи с этим задача повышения точности термокондуктивной дебитометрии при гидродинамических исследованиях в скважинах является актуальной.

Основными причинами больших погрешностей измерений являются:

- большой диапазон изменения температуры исследуемой среды;

- значительное уменьшение чувствительности термоанемометра в области больших скоростей потока;

- влияние изменений состава исследуемой среды и изменений структуры поля скоростей потока в области расположения термоанемометра.

Очевидно, что полностью исключить влияние всех указанных факторов практически нельзя, однако есть возможность уменьшить влияние некоторых из них, а следовательно, повысить точность измерений расхода.

Таким образом, для выделения интервалов с относительно низкими скоростями радиальных потоков жидкости разработан компенсированный термокондуктивный расходомер. Измерительный преобразователь содержит нагревательные элементы, имеющие тепловую инерционность, что требует рассмотреть вопрос возникновения динамических погрешностей, влияющих на точность количественных оценок дебитов радиальных потоков и точности выделения положения границ выделяемых интервалов.

Влияние конечной инерционности измерительного преобразователя на выделение границ интервалов поглощения или притока.

При выделении границ интервалов притока или поглощения учитывается смещение регистрируемой аномалии в сторону движения скважинного прибора вследствие конечной инерционности измерительного преобразователя. Поэтому границы интервалов притока или поглощения выделяются по началу спада и подъема изменений показаний.

На рисунке 1 представлены теоретические кривые изменения показаний дебитомера при выделении работающих интервалов в случаях, когда измеряемым параметром является скорость потока (м/час), при скорости движения прибора, равной нулю и конечной скорости.

Рис.1. Влияние движения прибора на форму диаграмм термокондуктивного дебитомера.



Регистрируемая аномалия в компенсированном термокондуктивном дебитомере симметрична границам интервала при отсутствии влияния скорости движения потока. Для уточнения количественных определений положения границ и количественных определений величины приемистости непрерывные измерения в скважине могут дублироваться точечными в выделенных интервалах притока или поглощения. Важным параметром является выбор оптимальной скорости движения прибора с целью уменьшения амплитудных искажений и изменения формы регистрируемой аномалии при оценке положения границ выделенных интервалов. Характер изменения приращения регистрируемых данных показывает направление движения радиального жидкостного потока в скважине. Ниже на рис.2. приведен практический пример оценки влияния конечной инерционности измерительного преобразователя на выбор оптимальной скорости движения скважинного прибора, где видно, что при скоростях движения прибора свыше 2000 м/ч наблюдается искажения амплитудные и формы регистрируемой аномалии.

Критическая скорость движения измерительного преобразователя с целью оценки величины динамической погрешности измерений определялась при старт-стопном режиме движения прибора в остановленной скважине и при условии наличия направленного осевого потока жидкости в скважине. По результатам испытаний аппаратуры диапазон скорости движения прибора находится в диапазоне 300 - 4000м/ч, но нижняя граница может быть уменьшена для выделения низких скоростей движения жидкости. На рис.3. показана одновременная регистрация турбинного расходомера и термокондуктивного дебитомера, проведенная до скорости 2500 м/ч включительно при ненормируемом изменении скорости движения прибора. Следует отметить, что с уменьшением скорости движения прибора чувствительность компенсированного дебитомера к изменению скорости движения возрастает. Испытания проведены в остановленной скважине.

На диаграмме 21 приведен результаты СТД, снятое в КПС УТНГ при разной скорости движения прибора спуске (левый) и подъеме (правый). Скорости: 1 - 300; 2 - 600; 3 - 900; 4 - 1200; 5 - 1500; 6 - 2400; 7 - 3000; 8 - 8000 м/час. Как видно из данной диаграммы, при скорости движения прибора свыше 900 м/час наблюдается незначительное, а свыше 4000 м/час - значительное искажения амплитудных форм регистрированной аномалии.

Рис.2. Оценка динамических характеристик компенсированного термокондуктивного дебитомера в скважинных условиях.

Рис.3. Одновременная регистрация турбинного расходомера и компенсированного термокондуктивного дебитомера.



Диаграмма 21. Кривые СТД, снятое на КПС при различных скоростях движения прибора при спуске и подъеме.

3.11 Получение интегральных и дифференциальных профилей приемистости

Вертикальная разрешающая способность по мощности данного измерительного преобразователя при выделении работающих интервалов значительно превосходит традиционные (датчиков термометрии, механической расходометрии, интегрального термокондуктивного индикатора притока). Это позволяет более детально дифференцировать профиль приемистости, выделять границы верхних и нижних индивидуальных интервалов в общей принимающей мощности с количественным определением величины расхода закачиваемой жидкости (регистрация интегрального профиля приемистости).

...