Анализ эффективности применения спектральной шумометрии и термодинамического моделирования при диагностике технического состояния скважин



В статье представлены результаты интерпретации трех нагнетательных скважин. Выполнено определение профиля приемистости и оценено техническое состояние скважин. При определении данных показателей использованы комплексные промысловые геофизические методы исследований, в состав которых входят такие методы как: термометрия, расходометрия, манометрия, СТИ, методы состава. Также помимо стандартного промыслового геофизического комплекса применен расширенный геофизический комплекс исследований, в состав которого входят такие методы как спектральная шумометрия и термодиномическое моделирование. Причиной применения расширенного комплекса в данных скважинах заключается в том, что стандартный комплекс имеет определенные ограничения, вследствие чего не является эффективным в данных случаях. К ограничениям стандартного комплекса относятся такие факторы, как наличие подземного оборудования в скважине, таких как НКТ, пакер. При наличии подозрительных участков в интервале, перекрытом подземным оборудованием, применение стандартного комплекса неэффективно, в то время как спектральная шумометрия и термодиномическое моделирование не имеют таких ограничений. На примере данных трех скважин проанализирована эффективность применения методов расширенного комплекса и выявлены их преимущества.

Ключевые слова: спектральная шумометрия, термометрия, термодинамическое моделирование, профиль приемистости, техническое состояние скважины.

The article presents the results of interpretation of three injection wells. Determination of the profile of the reception and assessment of the technical condition of the wells is carried out. When determining these indicators, complex field geophysical research methods were used, which include such methods as: thermometry, flowmetry, manometry, STI, composition methods. In addition to the standard field geophysical suite, an extended geophysical suite is also used, which includes methods such as spectral noise logging and thermodynamic modeling. The reason for using the extended suite in these wells is that the standard suite has certain limitations, and therefore is not effective in these cases. Among the limitations of the standard complex are such factors as presence of subsurface equipment in the well, such as tubing and packer. If there are suspicious areas in the interval, covered by underground equipment, the use of standard complex is ineffective, while spectral noise-metry and thermodynamic modeling have no such limitations. Using these three wells as examples, analyzed the effectiveness of the extended-reach methods and identified their advantages.

Keywords: spectral noise logging, thermometry, thermodynamic modeling, injection profile, technical condition of well.

Актуальность работы обусловлена тем, что оценка технического состояния скважин, а также мониторинг и диагностика работы пласта очень важна для успешной разработки месторождения, особенно при разработке месторождений на поздней стадии. На текущий момент основной способ диагностики технического состояния фонда скважин и диагностики работы пласта на месторождении поздней стадии является стандартный комплекс, в состав которого входят такие методы как: термометрия, манометрия, методы состава и механическая расходометрия. Однако стандартный комплекс имеет ряд ограничений, которые не позволяют эффективно исследовать скважины на предмет нецелевых закачек и продукции скважинного флюида, главным из которых является диагностика технического состояния интервалов перекрытых НКТ, а также элементами конструкции и спущенного оборудования, таких как башмак НКТ, заколонный пакер.

Целью данной работы является описание применения стандартного комплекса, расширенным данными спектральной акустики и температурным моделированием, что позволяет преодолеть указанные трудности, так как данные спектральной акустики помогают дополнительно выявить интервалы нецелевых уходов или притоков флюида, особенно в местах перекрытыми элементами конструкции скважины; при помощи температурного моделирования количественно оценивают объемы нецелевых флюидов. В данном случае результаты спектральной акустики несут в себе ключевую информацию.

Объектом исследования является несколько исследованных нагнетательных вертикальных скважин, показывающие как с помощью расширенного комплекса были выявлены интервалы нецелевых уходов флюида за эксплуатационной колонной, перекрытых башмаком НКТ, а также оценены их количественные показатели.

Методика исследования

В указанных примерах скважины исследовались сначала стандартным комплексом, с соответствующей интерпретацией, который не позволил однозначно определить интервалы нецелевого ухода флюида за башмаком НКТ, и далее, позднее, расширенным комплексом со включением данных спектральной акустики и температурным моделированием, которые однозначно позволили выявить и оценить интервалы ухода жидкости за башмаком НКТ.

Практические результаты

Скважина № 1

Краткая информация по скважине: скважина № 1 была пробурена как нагнетательная, введена в эксплуатацию в 1985 г. Интервалы перфорации 1737.8–1738.8м, 1740.0–1741.0м, воронка НКТ на глубине 1732.3м

Основные результаты интерпретации:

Определение профиля приемистости

Профиль закачки был определен по данным комплекса исследования спектральной шумометрии, высокоточной термометрии, механической расходометрии и термодинамического моделирования. По данным механической расходометрии общая приемистость скважины в режиме нагнетания на 9 мм штуцере составила 100 м3/сут, на 4 мм штуцере 50 м3/сут. Согласно данным расходометрии, уход основного объема закачиваемой жидкости происходит в интервал негерметичности э/колонны выше воронки (см. рис. 1, табл. 1) перекрытый НКТ, однако без данных шумометрии определить границы негерметичности не представляется возможным.

По данным спектральной шумометрии в интервале 1729.2–1730.7 м отмечается высокоамплитудный высокочастотный шум, свидетельствующий о наличии негерметичности эксплуатационной колонны в данном интервале. С помощью термодинамическо моделирования определено, что основной объем (85 % от общего объема) закачиваемого флюида поглощается выше целевых пластов через негерметичность в эксплуатационной колонне в интервале 1729.2–1730.7 м (см. рис. 1, табл. 2). Часть жидкости (около 5 м3/сут) посредством ЗКЦ сверху вниз в интервале 1730.7–1733.7 м закачивается в интервал 1732.7–1733.7 м, интервал поглощения выявлен по данным спектральной шумометрии по наличию высочастоного высокоамплитудного шума в данном интервале.

По результатам моделирования пласт б2 и б3 принимают 7 % и 3 % от общего объема закачки соответственно. Закачка ниже интервала перфорации пласта б3 исследованием не диагностируется.

Вывод:

На примере исследований скважины № 1 расширенным комплексом ГИС, а именно применяя спектральную шумометрию удалось определить границы интервала негерметичности экс. колонны перекрытого подземным оборудованием (НКТ). Фактором осложнения обнаружения негерметичности является еще то, что негерметичность находится в непосредственной близости к воронке НКТ. С помощью термодинамического моделирования удалось как оценить количественно объемы закачки в интервал негерметичности и объем ЗКЦ, так и уточнить объемы закачки в интервалы перфорации. Применение расширенного комплекса увеличило точность и эффективность исследований.

Таблица 1

Профиль приемистости по интервалам согласно данным расходометрии

Профиль приемистости по интервалам согласно данным расходометрии (9 мм штуцер)
Кровля	Подошва	Индекс пласта	Эффективная мощность	Давление в режиме нагнетания	Приемистость
м	м		м	атм	м 3 /сут	%
Выше воронки НКТ		а	-	291.5	100	100*
Ниже интервала исследования			-	-	-	-
Итого:					100	100
Профиль приемистости по интервалам согласно данным расходометрии (4 мм штуцер)
Кровля	Подошва	Индекс пласта	Эффективная мощность	Давление в режиме нагнетания	Приемистость
м	м		м	атм	м 3 /сут	%
Выше воронки НКТ		а	-	257.7	50	100*
Ниже интервала исследования			-	-	-	-
Итого:					50	100

*У ход закачиваемой жидкости по стволу ниже глубины 1730.7 м объемом ниже чувствительности механического расходомера.

Таблица 2

Профиль приемистости по интервалам согласно данным термодинамического моделирования и шумометрии

Поинтервальный профиль приемистости по пластам согласно результатам термодинамического моделирования и спектральной шумометрии (9 мм штуцер)
Кровля	Подошва	Индекс пласта	Эффективная мощность	Давление в режиме нагнетания	Приемистость
м	м		м	атм	м 3 /сут	%
1729.2	1730.7	а	1.5	291.4	85	85
1732.7	1733.7	а	1.0	291.7	5	5
1737.2	1738.7	б2	1.5	292.2	7	7
1739.8	1741.7	б3	1.9	295.5	3	3
Итого:					100	100

Рис. 1. Данные спектральной шумометрии, высокоточной термометрии, расходометрии и термомоделирования в интервале детальных исследований

Скважина № 2

Краткая информация: скважина № 2 была пробурена в январе в июле 1976 г с целью ППД на пласт Д1, интервал перфорации 1728–1733м, воронка НКТ на глубине 1706.5м.

Основные результаты интерпретации.

Согласно данным расходометрии уход жидкости отмечается в кровлю перфорированного интервала Д кын 1728–1730.2 м, с расходом 82 м3/сут, 22 % от общего объема. Интервал перфорации замером охвачен не полностью — максимальная глубина прохождения прибора 1730.2 м. Основываясь на данных расходометрии остальные 78 % (302 м3/сут) нагнетаемой жидкости уходят в негерметичность экс. колонных выше воронки НКТ, о чем свидетельствует изменения счета вертушки расходомера на башмаке НКТ (гл. 1708.2 м) в большей степени с уходом закачиваемой жидкости, а так же связанный с изменением внутреннего диаметра скважины (60 мм → 128 мм). Определить интервал негерметичности без данных спектральной шумометрии затруднительно.

Согласно данным спектральной шумометрии в интервале 1707–1708 м отмечается высокочастотный высокоамплитудный шум, свидетельствующий о наличии негерметичности в данном интервале.

Согласно проведенному термодинамического моделированию и данным спектральной шумометрии, на момент проведения ПГИ целевой горизонт (а также, возможно, и интервалы ниже исследования) принимают закачиваемую жидкость частично — 23 % от общего объема. Максимальное поглощение закачиваемой воды — 77 % (302 м3/сут) от всего объема закачки — происходит в вышележащие неперфорированные интервалы через негерметичность экс. колонны (рис.2).

По совокупности данных комплекса геофизических исследований при заданных во время исследования скважинных условиях была выявлена негерметичность экс. колонны в интервале 1707–1708 м. По данным термодинамического моделирования определено движение жидкости посредствам ЗКЦ в интервале 1703–1707м. Пакер ПРО-ЯДЖ в интервале 1684.9–1687.5 м герметичен.

Анализ данных термометрии на забое и проведенное термодинамическое моделирование предполагает наличие заколонной циркуляции с нижележащими пластами.

По данным комплексного исследования спектральной шумометрии, расходометрии и высокоточной термометрии были определены: поинтервальный профиль приемистости по пластам построен по результатам анализа спектральной шумометрии и проведенного термодинамического моделирования (рис. 2, табл. 4). Профиль приемистости по интервалам по данным расходометрии (табл. 3)

Таблица 3

Поинтервальный профиль приемистости по пластам согласно результатам термодинамического моделирования и спектральной шумометрии (на момент проведения ПГИ)

Кровля	Подошва	Индекс пласта	Эффективная мощность	Давление в режиме нагнетания	Приемистость
м	м		м	атм	м3/сут	%
1703	1708	Д	5.0	280.6	302	77
1728	1730	Д 1	2.0	283.8	78	20
Ниже интервала исследования			-	-	10	3
Итого:					390	100.0

Таблица 4

Профиль приемистости по интервалам согласно данным расходометрии

Кровля	Подошва	Индекс пласта	Эффективная мощность	Давление в режиме нагнетания	Приемистость
м	м		м	атм	м 3 /сут	%
выше воронки НКТ		Д	0.6*	280.8	302	78
1728.0	1729.0	Д 1	1.0	283.8	82**	22**
Ниже интервала исследования**			-	-
Итого:					384	100.0

*интервал выхода жидкости из НКТ (с последующим уходом в негерметичность э/колонны в интервале 1707–1708 м)

**интервал перфорации 1728–1733 исследованием охвачен частично, объем жидкости поступающий в кровлю перфорации также уходит ниже интервала исследования

Вывод

Благодаря данным именно спектральной шумометрии были выделены границы негерметичности э/к в интервале, перекрытом подземным оборудованием (НКТ), так же определено дальнейшие движение жидкости по ЗКЦ. Благодаря термодиномическому моделированию было уточнены объемы закачиваемой жидкости как в интервал перфорации, так и в интервал негерметчности.

Рис. 2. Данные спектральной шумометрии, высокоточной термометрии, расходометрии и термомоделирования в интервале детальных исследований

Скважина № 3

Краткая информация по скважине: скважина № 3 была пробурена 3 мая 1963г. и введена в эксплуатацию 25 мая 1963 года. Скважина обсажена 146 мм эксплуатационной колонной, перфорированной в интервалах 1715.5–1717.5 м.

Основные результаты интерпретации.

Определение профиля приемистости

По выполненному комплексу исследований спектральной шумометрии, высокоточной термометрии, механической расходометрии и термодинамического моделирования были определены интервалы приемистости жидкости по пласту.

По данным механической расходометрии в режиме работы без штуцера общая приемистость скважины составила 330 м3/сут, на 4 мм штуцере — 160 м3/сут. Согласно профилю, построенному по данным РГД, основной объем (80 % от общего расхода) закачиваемой жидкости поглощается в интервал перфорированного пласта Дкынов 1715.5–1717.5 м (Рис. 1, таблица 5), 20 % — через негерметичность экс. колонны в интервале, перекрытом НКТ, определить границы негерметичности без данных шумометрии не представляется возможным. В интервале 1690–1691м отмечается высокоамплитудный высокочастотный шум, связанный с наличием негерметичности в данном интервале, по данным термодиномического моделирования 20 % закачиваемой жидкости поглощается в данном интервале через негерметичность экс. колонны.

По данным исследований проведено термодинамическое моделирование, согласно которому, основной объем закачиваемой жидкости (50 % общего объема) поглощается в интервале перфорированного пласта Дкынов. По данным спектральной шумометрии в режиме нагнетания без штуцера отмечается уход жидкости по ЗКЦ выше интервала перфорации — 30 % от общего объема закачки предположительно через трещину авто ГРП под высоким давлением (296.9 атм на гл.1715.5 м) в интервале глубин 1710.5–1715.0 м (Рис. 3, табл. 6). По данным спектральной шумометрии в данном интервале отмечается высокоамплитудный высокочастотный шум. Количественный анализ данных термометрии указывает на отсутствие характерного охлаждения на замерах в статическом режиме (Рис. 3), что косвенно подтверждает наличие трещины авто ГРП. (Рис. 3).

По совокупности данных комплекса геофизических исследований при заданных во время исследования скважинных условиях заколонное движение жидкости выше интервала перфорации не отмечается. Отмечается незначительный уход жидкости ниже интервала перфорации.

Таблица 5

Профиль приемистости по интервалам согласно данным расходометрии

Профиль приемистости по интервалам согласно данным расходометрии ( без штуцера )
Кровля	Подошва	Индекс пласта	Эффективная мощность	Давление в режиме нагнетания	Приемистость
м	м		м	атм	м 3 /сут	%
выше воронки НКТ		-	1	293.9	66	20
1715.5	1717.5	Дкынов.	2	296.9	264	80
Ниже интервала исследования			-	-	-	-
Итого:					330	100
Профиль приемистости по интервалам согласно данным расходометрии ( 4 мм штуцер )
Кровля	Подошва	Индекс пласта	Эффективная мощность	Давление в режиме нагнетания	Приемистость
м	м		м	атм	м 3 /сут		%
выше воронки НКТ		-	1	256.2	32		20
1715.5	1717.5	Дкынов.	2	258.9	128		80
Ниже интервала исследования			-	-	-		-
Итого:					160		100

Таблица 6

Профиль приемистости по интервалам согласно данным термодинамического моделирования и шумометрии

Поинтервальный профиль приемистости по пластам согласно результатам термодинамического моделирования и спектральной шумометрии (без штуцера)
Кровля	Подошва	Индекс пласта	Эффективная мощность	Давление в режиме нагнетания		Приемистость
м	м		м	атм		м 3 /сут	%
1690.0	1691.0	-	1	293.9		66	20
1710.5	1715.0	-	4.5	296.3		99	30
1715.5	1717.5	Дкынов.	2	296.9		162	49
Ниже интервала исследования			-	-		3	1
Итого:			4			330	100
Поинтервальный профиль приемистости по пластам согласно результатам термодинамического моделирования и спектральной шумометрии (4 мм штуцер)
Кровля	Подошва	Индекс пласта	Эффективная мощность		Давление в режиме нагнетания	Приемистость
м	м		м		атм	м 3 /сут	%
1690.0	1691.0	-	1		256.2	32	20
1710.5	1715.0	-	4.5		257.8	48	30
1715.5	1717.5	Дкынов.	2		258.9	78	49
Ниже интервала исследования			-		-	2	1
Итого:			7.5			160	100

Рис. 3. Данные спектральной шумометрии, высокоточной термометрии, расходометрии и термомоделирования в интервале детальных исследований

Заключение

На основании результатов интерпретации и выводов, сделанных по данным скважинам, можно сделать вывод, что использование шумометрии и температурного моделирования позволяет полностью решить задачу определения интервалов негерметичности на участках, осложненных конструкцией скважины. А также, проанализировав проведенные исследования при разных режимах работы скважины, можно сделать вывод, что максимальная эффективность измерения шума проявляется при наиболее интенсивной работе скважины, то есть при максимальном объеме закачки в нагнетательных скважинах и при максимальном дебите в добывающих скважинах.

В связи с длительной эксплуатацией скважин ежегодный объем работ продолжает расти, а исследования, связанные с определением фактического состояния и степени износа элементов конструкции скважин, остаются востребованными. Полученные результаты позволили выявить причины неудовлетворительной поддержки пластового давления на исследуемых участках и запланировать советующие ГТМ.

Методы геофизических исследований с использованием метода измерения шума и технологии температурного моделирования, позволяют произвести полную оценку технического состояния скважины, отображают работу пластов, способны выявлять заколонные перетоки, и сквозные нарушения. Этот метод достаточно дорогой, но высокая цена оправдывается высокой точностью и информативностью исследования.

Литература:

1. Васильев В. Г., «Геология нефти», справочник «Нефтяные месторождения СССР», том 2, книга 1, // М.: Недра, 1988 г.
2. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика. Под ред. В. М. Запорожца. — //М.: Недра, 1983 г.
3. «Дополнение к технологической схеме разработки Студенческого ПХГ», 1993г., с.441
4. А. С. Асланян, Д. Т. Давыдов. Обзор технической части. «SNL». 2012 год.
5. Косков В. Н. Геофизические исследования скважин: Учеб. пособие / Пермский государственный технический университет — Пермь, 2004. — 122 с.
6. В. Н. Косков, Б. В. Косков. Геофизические исследования скважин и интерпретация данных ГИС: учеб. пособие — Пермь: Изд-во Пермский государственный технический университет, 2007. — 317 с.
7. Косарев В. Е. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений: пособие для самостоятельного изучения для слушателей курсов повышения квалификации специальности «Геофизика». — Казань: Казанский государственный университет, 2009. — 145 с