Исследование скважин в период освоения и опробования (стр. 1 из 4)
ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН В ПЕРИОД ОСВОЕНИЯ И ОПРОБОВАНИЯ
Общие положения
В последние годы очень много говорится о запрещении ( по известным причинам) использования компрессора для вызова притока жидкости из скважины при освоении. Однако на сегодняшний день альтернативы данному способу нет, поскольку предлагаемое некоторыми организациями свабирование не может являться таковым по ряду причин, основными из которых являются: очень высокие требования к чистоте внутренней поверхности НКТ (со всеми вытекающими отсюда осложнениями освоения); невозможность оперативного геофизического сопровождения такого процесса освоения в общем и, при сильных динамических изменениях физических полей в пласте и скважине, в частности. В связи с этим в большинстве регионов компрессорный способ освоения и опробования скважин продолжает широко использоваться. Однако здесь проводится освоение и с помощью свабов и при этом осуществляются и геофизические исследования. Исходя из этого, в данном разделе рассматриваются особенности исследований и интерпретации данных геофизических измерений в скважинах при их освоении и опробовании с помощью компрессоров и свабов. Важным моментом здесь является то, что особенности формирования температурного поля после пуска скважины не зависят от способа вызова притока жидкости из пласта, т.е. проявляются как при свабировании, так и при компрессировании.
Освоение и опробование нефтегазовых скважин - это комплекс работ, связанный с вызовом притока пластовой жидкости для оценки состава извлекаемой продукции, выполняемых в разведочных и эксплуатационных обсаженных скважинах после бурения и в капитальном ремонте.
Геофизические исследования в процессе освоения осуществляют для диагностики нефтяных пластов и скважин. Основными задачами при этом являются: определение работающих перфорированных пластов и оценка их гидродинамических параметров, определение источников обводнения и контроль технического состояния скважины.
КОМПРЕССОРНОЕ ОСВОЕНИЕ
В скважину, в которой предполагают проводить исследования при компрессировании, опускают насосно-компрессорные трубы, оборудованные пусковыми клапанами и в нижней части воронкой. Соединяют компрессор с межтрубным пространством и, закачивая воздух, создают условия возникновения притока жидкости из пласта. После кратковременного отбора жидкости компрессор отключают. Геофизические исследования при этом проводят через насосно-компрессорные трубы.
Переходные процессы в скважине
Основным параметром, на которой непосредственно влияет условие работы компрессора при опробовании или освоении скважины, является забойное давление (Рзаб)- Характер изменения Рзабопределяет состояние скважины в целом. В частности, Рзабопределяет изменение забойной температуры (Тзаб), следовательно, и общее распределение температуры в скважине.
На рис.6.1а приведена схема компрессорного освоения и опробования скважины. Римскими цифрами обозначены соответствующие состояния скважины в процессе освоения. Рис.1 схематически характеризует ход изменения забойного давления в скважине при компрессорном освоении и опробовании. Для удобства понимания и описания термогидродинамических процессов, происходящих в скважине, кривая изменения Рзаб разделена на пять интервалов (периодов), характеризующих соответствующие гидродинамические состояния скважины.
Рис. 1. К описанию гидродинамических условий в скважине а) - схема компрессорного опробования нефтяной скважины; Обозначения: 1 обсадная колонна; 2- насосно-компрессорные трубы; 3- интервал перфорации; б) - схематическая кривая изменения
забойного давления.
До начала работы компрессора скважина простаивает. Жидкость в трубах и в скважине находится на одном (статическом) уровне (состояние 1 на рис. 1а). Давление столба жидкости в скважине на забое в первый период равно пластовому. Движение жидкости отсутствует. Состав жидкости в стволе в этот период характеризуется градиентом давления
p(z) - плотность жидкости на глубине z;
g - ускорение свободного падения.
Распределение температуры по стволу скважины в таких условиях характеризует квазиустановившееся температурное поле в окружающих породах, сформировавшееся в процессе бурения, цементирования, перфорации и последующего ее простоя.
При освоении эксплуатационных скважин непосредственно после извлечения насосного оборудования на термограммах до работы компрессора могут наблюдаться температурные аномалии, связанные с перфорацией, с работой перфорированных пластов и глубинных насосов. Заколонные и внутриколонные перетоки между пластами в этот период возможны. Эти явления также как тепловыделение в цементе, охлаждение пластов закачиваемыми водами могут проявляться на термограммах простаивающей скважины в виде температурных аномалий той или иной величины, которые, как правило, коррелируют с аномалиями на последующих температурных кривых.
На рис.2 приведены некоторые характерные виды температурных кривых, которые могут быть зарегистрированы в простаивающей скважине до работы компрессора.
Случай а. Температурные аномалии на кривой 1 связаны с тепловыделением в цементе. Скважина закончена бурением 28.07.81, а термограмма снята 14.08.81. На кривой 2, зарегистрированной 4.11.81, произошло полное расформирование аномалии от цемента.
Случай б. Термограмма 1 зарегистрирована через 8 часов после промывки. Сравнивая с кривой, снятой через 12 часов после снижения температуры в скважине, можно говорить о том, что аномалия против проницаемых пластов связана с влиянием промывки скважины и различным характером восстановления температуры пород в исследуемом интервале. Влияние промывки сказывается и на температуре призабойной части скважины.
Случай в. Аномалия на температурной кривой 1 связана с существованием заколонной циркуляции в простаивающей скважине (источник обводнения на рисунке не приведен). Термограмма 2, зарегистрированная после проведения изоляционных работ, существенно отличается от кривой 1 и представляет собой нормальный тип фоновой термограммы до работы компрессора.
Наличие термограммы простаивающей скважине облегчает дальнейшую интерпретацию материалов. Полученных при работе компрессора, и поэтому проведение исследований в этот период обязательно.
С включением компрессора в работу начинается нагнетание воздуха в межтрубное пространство скважины, что приводит к увеличению забойного давления в этот период (участок кривой 2-3 на рис.1б). Нагнетание воздуха приводит к снижению уровня жидкости в межтрубном пространстве, причем наряду с тем, что часть жидкости выталкивается в НКТ вследствие возникающей репрессии на пласт, часть жидкости из скважины может уходить и в перфорированный пласт (состояние II на рис. 1а).
Рис.2. Термограммы зарегистрированные при исследованиях до работы компрессора А)- влияние цементажа скважины; 1-через 17 дней;; 2- через 3 месяца, б) - влияние промывки скважины; 1 - через 8 часов; 2- через 12 часов, в) - влияние заколонного перетока сверху. Термограмма 1 - до, 2 - после проведения изоляционных работ.
Таким образом, второй период характеризует работу компрессора и скважины в режиме нагнетания. Режим работы скважины в интервале продуктивного пласта в этот период аналогичен режиму нагнетательной скважины Рпл<РзабВследствие того, что жидкость с более низкой температурой вверху, опускаясь вниз, на уровне воронки контактирует с более теплыми слоями жидкости в этом интервале обычно наблюдается значительная по величине отрицательная (снижение температуры при движении снизу вверх) температурная аномалия. По этой аномалии довольно точно определяется местоположение башмака НКТ. На рис. 3 приведены схематические кривые возможных температурных аномалий на приеме НКТ. Кривая а) соответствует случаю, когда в процессе повышения забойного давления часть жидкости поглощается пластами, а часть поднимается по НКТ. Кривая б) иллюстрирует случай, когда поглощение пластами практически отсутствует, а кривая в) - когда пласты поглощают интенсивно, а в НКТ жидкость практически не поступает.
Рис 3. Схематическое распределение температуры вблизи приема НКТ при работе компрессора в режиме нагнетания. - схема движения жидкости в скважине.
Режим нагнетания не всегда может наблюдаться в скважине, т.е. глубиной положения статического (первоначального) уровня в скважине.
Снижение столба жидкости в скважине приводит практически к параллельному, относительно первоначального распределения, смещения естественно не происходит. Поэтому поглощающий перфорированный пласт, а также все места ухода жидкости из скважины, включая и места нарушения герметичности обсадных колонн, будут отмечаться на термограмме отрицательными температурными аномалиями (аналогичными аномалиями в нагнетательной скважине в процессе закачки).
По величине снижения температуры против перфорированного пласта ΔТН (относительно первоначального значения) можно оценить и объем поглощенной пластами жидкости.
Из-за различия подвижности (вязкости) воды и нефти водоносный пласт, при прочих равных условиях, первым принимать жидкость по сравнению с нефтяными после включения компрессора, следовательно, величина аномалии против обводненного (водоносного) пласта в начальный период нагнетания будет больше, чем против нефтеносного.
Увеличение забойного давления приводит к разогреву (относительно
