А. А. Молчанов Санкт-Петербург


ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ ИХ ИСПЫТАНИЯ, ОСВОЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ



страница19/33
Дата26.10.2016
Размер3.24 Mb.
ТипОтчет
1   ...   15   16   17   18   19   20   21   22   ...   33

5. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ ИХ ИСПЫТАНИЯ, ОСВОЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ

5.1 Особенности заканчивания и испытаний скважин с горизонтальными участками


Значение правильности заканчивания горизонтальной скважины нельзя переоценить. Для того, чтобы правильно выбрать вариант заканчивания, надо знать, как пробурена скважина, какими параметрами обладает коллектор. Наиболее важными характеристиками пласта пористость, проницаемость, нефтегазоводонасыщенность, глинистость, эффективная мощность, стабильность этих характеристик по простиранию пласта, степень природной трещиноватости, ориентация природных трещин, образование конуса обводненности или газового конуса, вероятность заплывания вынесенным из породы песком, соотношение между вертикальной и горизонтальной проницаемостями, давление в порах и др.

В работе [7] приводятся сведения о том, что стабильность скважины вместе с давлением в порах продуктивного пласта обеспечивается в тех случаях, когда бурение проводится при повышенном гидростатическом давлении в стволе скважины. При этом при наличии природных трещиноватых зон можно ожидать как поглощения бурового раствора, так и повреждения природных трещин. Поэтому очень большое значение приобретают добавки к раствору и тип раствора, применяемого при вскрытии горизонтального участка пласта. В случае коллектора, неоднородного по латерали, можно ожидать отклонений в количестве внедренного в пласт по длине горизонтального участка фильтрата бурового раствора и различия в первоначальных свойствах коллектора. Естественно, при вводе скважины в эксплуатацию, менее поврежденные зоны начнут давать продукцию первыми и преимущества всей длины ГС не будут реализованы. Кроме того, в случае наличия конуса обводнения, вследствие скин-эффектов вдоль скважины может произойти прорыв рабочего агента. В этом случае необходима изоляция зоны обводнения, удаление слоя со скин-эффектом, без чего нельзя эффективно разрабатывать продуктивный пласт с помощью ГС.

Способы заканчивания ГС — от заканчивания при открытом забое до применения цементирования и перфорации хвостовика показаны на рис. 5.1. Широко применяется заканчивание предварительно просверленным, перфорированным или прорезанным хвостовиком, установка на хвостовике внешнего трубного пакера, заполнение межтрубного пространства гравием, а также другие виды заканчивания, в том числе обеспечивающие промывку установленного хвостовика жидкостью.

На рис. 5.2, а приводится разработанная во ВНИИБТ [60] система селективного разобщения пластов с применением гидравлических управляемых клапанов типа КСРП для крепления горизонтальных скважин, обеспечивающая возможность надежного и долговременного селективного разобщения в горизонтальном стволе созданием пакерно-цементных перемычек заданной длины. Диаметр обсадной колонны, оборудованной комплексом клапанов 140, 146, 168 мм, наружный диаметр комплекса клапанов 178 и 200 мм, внутренний — 124 и 144 мм. Длина впускного и выпускного клапанов в рабочем положении составляет соответственно 1750 и 1200 мм. На рис. 5.2, б показана схема технологической оснастки, применяемой в ОАО «Сургутнефтегаз» [13].

Следует заметить, что для гидродинамических испытаний горизонтальной части скважины с открытым забоем могут быть использованы испытатели на трубах с упором на забой типа КИИ или МИГ, опробователи пластов на каротажном кабеле типа ОПТ, в обсаженном стволе — испытатели пластов на трубах типа КОИС или КИОД [2]. Они оснащаются автономными приборами для регистрации кривых восстановления давления и определения состава флюида.

Выбор комплекса и техники для геофизических работ при гидродинамических исследованиях горизонтальных скважин, контроль за режимом их работы при освоении и эксплуатации во многом зависит от способа ее заканчивания: открытым забоем или фильтром, зацементированным участком и затем перфорированным с одним или двумя пакерами и др.

Он (комплекс) складывается из работ, связанных с исследованием движения флюида, исследований самой трубы, качества ее цементирования и положения в пространстве, изучение заколонных перетоков и окружающих горизонтальную часть скважины свойств горных пород.

Серьезные трудности возникают при проведении контроля за разработкой месторождений геофизическими методами (по зарубежной терминологии - при проведении каротажа продуктивности). В зарубежной практике [116] эти исследования проводятся на гибких насосно-компрессорных трубах, внутри которых пропущен каротажный кабель. Основные проблемы, возникающие при этом, связаны с расслоением потока по сечению ГС (газ, нефть, вода), появлением дополнительных каналов в скважинах, законченных спуском хвостовиков со щелевидными отверстиями, появлением газовых (в верхней части) и водяных (в нижней части пробок в стволе ГС, имеющем синусоидальный профиль, что, как правило, приводит к импульсному ("гейзерному") режиму работы скважины. Эти проблемы, а также само горизонтальное расположение ствола скважин приводят к большой потере информативности комплекса исследований по контролю за разработкой геофизическими методами, успешно применяемому в вертикальных и наклонно-направленных скважинах с небольшими углами искривления. Так, в этих условиях практически неинформативны градиент-манометрия и термометрия, невозможно применение пакерной "вертушечной" расходометрии в хвостовиках со щелевым фильтром, беспакерные "вертушечные" расходометры дают ложные показания при прохождении газовых и водяных пробок, а также при обратном течении жидкости за счет одновременного вскрытия пропластков и трещин с разными пластовыми давлениями [116]. Часто проблему надежного выделения отдающих интервалов в ГС, интервалов выделения мест поступления воды и газа не удается решить и при использовании дополнительных методов - закачке изотопов, проведении импульсного нейтрон-нейтронного каротажа и др. [116]. На рис. 5.3 показан пример результатов манометрии и расходометрии при стационарном измерении на точке при работе ГС в режиме глобулярного течения [116], из которого видно, что количественные определения по этим замерам серьезно затруднены.

На рис. 5.4 показан продольный и поперечный профиль скважины, в которой зацементирован хвостовик [116] и возможно поведение флюидов в этой скважине, а на рис. 5.5 — пример записи расходомером в хвостовике со щелевым фильтром, на которой обнаруживаются непрогнозируемые отходы течения жидкости за пределами сечения хвостовика.

Из вышеизложенного следует, что аппаратура по контролю за разработкой, широко применяемая в обычных скважинах, малопригодна по своим технико-методическим возможностям в специфических условиях ГС и по-существу должна быть разработана заново с учетом вышеизложенных особенностей и ограничений.

Для условий России, кроме того, должны быть разработаны надежные способы доставки аппаратуры по контролю за разработкой в горизонтальную часть ствола и технологии проведения работ в ГС в зависимости от решаемых задач.

Наиболее важными и критическими параметрами, отвечающими за успех при бурении горизонтальных скважин в коллекторах, представленных трещиноватыми породами являются [116]:

- анизотропия проницаемости (Кh/ Кv);

- максимальная ориентация проницаемости в горизонтальном направлении;

-величина и ориентация напряжения пластов-пород в условиях их естественного залегания.

На рис. 5.6 показана схема оптимизации горизонтальных объектов разведки в этих условиях с использованием пилотной скважины.

Анизотропия проницаемости определяет, почему ценнее пробурить горизонтальную, а не вертикальную скважину. Ориентация проницаемости полезна при определении азимута скважины. Предпочтительнее, когда скважина (азимут) сориентирована перпендикулярно максимальной горизонтальной проницаемости.

Величина и ориентация напряжения в пласте необходимы для проектирования и оптимизации гидравлического разрыва пластов с целью интенсификации притока, а также для подтверждения стабильности ствола скважины. В моделях используют [116] плотность, акустические свойства; вектор напряжения и характеристики, определенные по анализу керна, рассчитанные по данным, полученными из скважин с резким изменением направления ствола или из пилотных скважин, для прогнозируемого окна в плотности ПЖ, позволяющего пробурить скважину с заданным отклонением (искривлением) и азимутом.



Анизотропия проницаемости.

Обычно анизотропию проницаемости определяли при лабораторном тестировании небольших образцов керна (25,4 мм38,1 мм). Как правило, измерения по керну не отображают всего разнообразия естественных пластовых условий. С введением прибора МДТ (Модульного динамического опробователя пластов) появилась возможность измерять анизотропию проницаемости в скважинных (естественных) условиях. Рис. 5.7 — иллюстрация прибора МДТ, демонстрирующая позиции различных зондов. Рис. 5.8 — пример работы прибора МДТ в южном Техасе, иллюстрирующий разность горизонтальных и вертикальных откликов. Данные и информация, поступающие из двух зондов, используются для интерпретации горизонтальной (Кh) и вертикальной(Кv) проницаемостей посредством подгонки данных.

Мощным средством оценки динамики, масштаба пласта и вертикальной анизотропии является тест с ограничением входа в пласт. Такие испытания могут проводится в пилотных скважинах или существующих вертикальных скважинах или существующих вертикальных скважинах. Принцип заключается в тестировании вертикальной скважины в таких условиях, когда лишь небольшой процент интервала открыт для течения. Этого можно добится путем селективного опробования интервала (с помощью разобщающего пакера) или его частичным перфорированием. Испытания неустановившегося режима, проведенные таким образом вместе с измерениями, выполненными либо при закрытом устье (в остановленной скважине), либо на забое (когда определяли расход жидкости), демонстрируют режим сферического или полусферического течения, который определяется как радиальный, так и вертикальной проницаемостями. При радиальном течении с запаздыванием во времени наблюдается весь интервал, и таким образом определяется радиальная проницаемость, которую можно использовать для изоляции компоненты (составляющей) вертикальной проницаемости сферического течения. Эффект частичной перфорации проявляется в повышении скин - эффекта при радиальном течении по всему интервалу. Эти результаты можно сравнивать с величинами, полученными при тестировании полного интервала.

Знание вертикальной проницаемости жизненно необходимо при принятии решений о горизонтальном бурении, а также при определении где и как заканчивать. Второй источник Кv добавит уникальности к интерпретации результатов тестирования горизонтальных скважин, особенно, если ранее был плохо определен режим псевдорадиального течения [116].

Очень ценную информацию получают при использовании в горизонтальных скважинах испытателя пластов типа DST [116], опускаемого на бурильных трубах или НКТ, причем пакер устанавливается над зоной интереса (чтобы изолировать ее от остальных в стволе скважины и позволить ей быть продуктивной). Иногда добавляют дополнительные приборы. Обычно опускают забойный клапан для того, чтобы облегчить закрытие скважины и сократить время на сбор данных для анализа, регистраторы давления для измерения характеристик давления в коллекторе в процессе фонтанирования и во время получения КВД и др.

Ниже приводятся некоторые из важных причин, по которым фирмы - операторы хотят проводить DST в горизонтальных скважинах [116].



Давление в коллекторе. Из опыта известно, что некоторые последовательности трещин и зоны имеют различные давления. При бурении определенные зоны и/или последовательности трещин впитывают флюиды в то время, как другие отдают. Поглощает флюиды и энергию из других зон зона/последовательность трещин с более низким давлением. В результате снижается начальный дебит и продолжительность нефтеотдачи из скважин.

Отбор флюидов из коллектора. Скважины, пробуренные горизонтально, могут отдавать воду и углеводород различного происхождения или из разных пластов. Различные флюиды могут поступить из различных последовательностей трещин. Используя систему DST для изоляции и тестирования каждой последовательности трещин или зоны можно идентифицировать и отобрать пробу флюида, поступающего из каждого интервала.

Параметры коллектора и характер трещиноватости. Параметры коллектора и трещин - наиболее существенные параметры, которые можно определить, использую метод DST. Можно протестировать каждую зону или последовательность трещин в стволе скважины, чтобы определить проницаемость, скин-эффект, а в случае с последовательностями трещин - параметры трещин, которые оказывают влияние на добычу (отдачу). Это важно не только доя оценки продуктивности отдельной зоны, но и для оптимизации процесса обработки пластов с целью их интенсификации. Та же система DST может быть использована для изоляции зон и последовательностей трещин при кислотной обработке скважин.

Фактическая добыча. Система DST может также быть использована для изоляции каждой зоны или трещиноватого интервала и определения их отдачи. Это облегчаетзадачу выделения отдельных (специфических) продуктивных интервалов и определения типа флюида.

Рекомендованный метод DST - это такой метод, при котором используется система надувных пакеров. Каротажи должны быть проведены до опробования скважины методом DST, чтобы выбрать позицию для пакера.

Селективное опробование пласта с помощью надувного разобщающего пакера методом DST (рис. 5.9) проводится после окончания бурения. Система позволяет изолировать и тестировать каждый интервал, используя надувные пакеры. Преимуществом этого метода является то, что тестирование может проводится после окончания буровых операций. И самое важное - это то, что может быть протестировано несколько зон за один рейс в скважину. Пакеры можно надуть, зону протестировать, а затем спустить пакеры, передвинутся в другую зону и надуть их снова. Таким образом, можно протестировать несколько зон или последовательностей трещин за один спуско-подъем в скважину. В стволах вертикальных скважин это обычно проделывается 8-12 раз за один рейс в скважину. Та же система может быть, кроме того, использована для изоляции интервалов с целью интенсификации работы пластов.

Выделение зон трещиноватости, а также уточнение геологического строения околоскважинного пространства успешно проводится с помощью аппаратурно-методического комплекса вертикального сейсмопрофилирования (ВСП) в варианте применения его в горизонтальных скважинах [116].

Наиболее полное освоение и рациональная эксплуатация ГС не могут быть достигнуты без своевременного проведения промыслово-геофизических исследований как в сооружаемых бурящихся, так и в эксплуатируемых скважинах, которые позволяют получать необходимую информацию для правильного выбора оптимальных способов режимов эксплуатации и периодичности профилактических мероприятий.

Следует отметить, что опыта в области исследования эксплуатируемых скважин и в процессе их освоения у нас в стране и за рубежом очень мало. В периодической литературе и патентных материалах только несколько раз появлялись публикации результатов экспериментальных работ в процессе освоения.

Один из таких опытов (на наш взгляд наиболее строгий и удачный) был проведен в 1995 году сотрудниками НПФ «Геофизика», где была разработана и опробована технология проведения ПГИ в ГС, которая достаточно надежна [69].

Технология позволяет проводить исследования бурящихся и эксплуатируемых скважин при использовании эрлифта. Геофизический прибор спускается в скважину через НКТ. Выше геофизического прибора на кабеле закрепляют движитель-толкатель, выполненный в виде колонны насосных штанг. Штанги с геофизическим прибором достигают забоя скважины под действием собственного веса. Длина колонны штанг выбирается из расчета, чтобы усилие, развиваемое весом штанг, находящихся в вертикальной части скважины, превышало силу трения штанг о стенку скважины в горизонтальном стволе. Опробование технологии в различных скважинных условиях показало, что проведение исследований с помощью насосных штанг имеет существенные ограничения по длине исследуемого горизонтального ствола в связи со значительной массой штанг. Так, при длине горизонтального ствола 200 она превышает 1000 кг. Необходимость спуска в скважину на кабеле груза такой массы практически исключает возможность использования кабеля грузоподъемностью менее 3000 кг, который широко применяется при исследовании бурящихся и эксплуатируемых скважин через лубрикатор. Кроме этого при спуске в скважину штанг на кабеле имели место случаи самопроизвольного откручивания их за счет момента, возникающего при натяжении кабеля, что поставило под вопрос возможность продолжения работ с применением насосных штанг.

На основании выявленных недостатков был сделан вывод о том, что для продолжения работ по исследованию бурящихся и эксплуатируемых горизонтальных скважин необходимо изменить конструкцию движителя-толкателя, обеспечив снижение его веса и исключив возможность самопроизвольного отвинчивания его элементов в скважине. При этом необходимо было сохранить жесткость, прочность и габаритные размеры, обеспечивающие спуск в скважину движителя-толкателя через НКТ. Решение поставленной задачи было найдено и заключалось в том, что элементы толкателя были изготовлены из тонкостенных стальных герметичных труб, заполненных воздухом при атмосферном давлении. Электрическое соединение прибора с кабелем осуществлено с помощью телефонного провода, пропущенного внутри труб. Трубы соединены между собой стандартными геофизическими разъемами с накидной гайкой, исключающими самопроизвольное отвинчивание элементов в скважине. Верхние элементы толкателя утяжелены свинцовым заполнителем и выполняют функцию движителя.

При проведении исследований технологические операции выполняются в следующей последовательности. В скважину спускают геофизический прибор на трубах толкателя, заканчивающихся в верхней части утяжеленными трубами. Внутри труб пропускают токопровод до соединения геофизического прибора с разъемом кабельного наконечника. Спускают геофизический прибор с трубами толкателя в скважину до момента пока геофизический прибор не достигает забоя скважины. При этом утяжеленные трубы должны находиться в вертикальной или незначительно искривленной (зенитный угол не более 55) части скважины, что обеспечивает развиваемое их весом необходимое усилие для перемещения тонкостенных труб с геофизическим прибором в горизонтальном стволе. При окончании измерений скважину останавливают, стравливают давление, поднимают кабель и извлекают трубы толкателя с геофизическим прибором на поверхность.

Необходимая длина и вес спускаемых тонкостенных и утяжеленных труб рассчитывается по формулам.

Из результатов расчета был сделан вывод, что исследования скважины с горизонтальным стволом длиной 300 м по предложенной технологии можно проводить на каротажном кабеле грузоподъемностью 2500-3000 кг.

Опробование новой конструкции движителя-толкателя в различных скважинных условиях показало, что кроме исследования действующих скважин через НКТ (определение профиля и состава притока жидкости в скважину), он с успехом может быть применен для исследования ГС практически любыми стандартными геофизическими приборами, например, при контроле технического состояния обсаженных скважин (термометрия, радиоактивные методы, акустические методы и т. п.) или в бурящихся скважинах приборами, которые требуют непосредственного контакта со стенками скважины и не могут быть размещены в контейнере (кавернометрия, микробоковой каротаж и т. п.).

На рис. 5.10 приведена технологическая схема спуска геофизического прибора в действующую скважину 11412 Арланского месторождения.

В соответствии с описанной технологией в остановленную скважину был спущен геофизический прибор типа «Напор» и проведен контрольный замер методом «термометрии» в интервале глубин 690-1074 м. Далее к межтрубному пространству был подключен компрессор и проведено нагнетание воздуха. Через 1 ч после начала закачки воздуха проведен замер температуры в интервале глубин 790-1080 м. Нагнетание воздуха продолжали, и через 2 ч 30 мин после начала закачки, когда давление в межтрубном пространстве достигло 5,0 Мпа, произошел излив жидкости из НКТ. При этом давление в межтрубном пространстве снизилось до 3,8 Мпа. Далее компрессор был отключен, давление из затрубного пространства стравлено и в процессе восстановления уровня в скважине (приток жидкости из пласта) проведено измерение методом термокондуктивной дебитометрии в интервале глубин 820-1077 м. Регистрация дебитограммы велась непрерывно со скоростью 120 м/ч. Далее была проведена регистрация термограммы на спуске и на подъеме прибора, а также локация муфт для привязки глубин.

По данным дебитометрии интервалы притока жидкости в ствол скважины на глубине: 945,0…953,5…974,5 м; 990,0…996,9 м.

При этом, по-видимому, в интервале 990-996 м имеет место приток воды с дебитом 0,5-1,5 м3/сут, в интервале 971,5-974,5 — приток нефти с дебитом 0,2-0,4 м3/сут и в интервале 945,0-953,5 м — приток нефти с дебитом 3,5-4,5 м3/сут. Кроме этого следует отметить, что от забоя до глубины 974,5 м ствол скважины заполнен водой, в интервале 971,5-953,5 м нефть расслаивается с водой и течет в виде струи по верхней стенке скважины. С глубины 945,0 м и выше ствол скважины заполнен водонефтяной эмульсией.

Выделенные интервалы притока жидкости в ствол скважины на глубине 945,0-996,9 м подтверждаются результатами термометрии, по которым на этой глубине имеет место изменение температуры в стволе скважины, связанное с эффектами дросселирования и калориметрии.

Практический интерес выполненных исследований может представлять тот факт, что приток жидкости в ствол скважины наблюдается лишь на незначительной части фильтра (18,4 м), которая составляет 6,1% от общей его длины. Этот факт свидетельствует о значительных резервах скважины, которые могут быть реализованы путем проведения соответствующих мероприятий (промывки, кислотной обработки, вибровоздействия и т. п.).



Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   15   16   17   18   19   20   21   22   ...   33


База данных защищена авторским правом ©grazit.ru 2019
обратиться к администрации

войти | регистрация
    Главная страница


загрузить материал