Усовершенствование технологии количественной оценки притока в горизонтальных стволах по аномалиям калориметрического смешивания

Введение

В настоящее время все больше месторождений имеет сложную структуру коллектора и аномальные фильтрационные параметры. С интенсивным вводом в разработку подобных объектов возрастает актуальность промыслово-геофизических исследований с целью мониторинга динамики профиля притока (Блажевич, Уметбаев 1985; Валиуллин и др., 2022b; Коноплев, 1986; Кременецкий, Ипатов, 2020; Кудинов, 2004). Одной из основных проблем современной системы мониторинга является низкая информативность механической и термокондуктивной расходометрии при оценке доли в притоке совместно вскрытых толщин коллекторов.

В этих условиях альтернативой расходометрии при оценке слабых и нестабильных притоков может стать термометрия. Но на пути реализации высоких потенциальных возможностей этого метода возникают принципиальные методические сложности. Они чаще всего связаны не с малой точностью регистрируемых в скважине аномалий температуры, а с рисками их неоднозначного толкования и низкой достоверностью необходимой для расчетов геолого-промысловой информации.

Минимизировать данные риски позволяют нестационарные технологии термических исследований в совокупности с контрастным термическим воздействием на работающие интервалы коллектора. Остановимся на одном из наиболее перспективных способов практического использования нестационарной термометрии: количественной оценке доли пластов в притоке на основе широко известного эффекта калориметрического смешивания.

Целью настоящего исследования является повышение результативности термометрии нефтяных и газовых скважин при диагностике и оценке притоков из сложных коллекторов по нестационарным аномалиям калориметрического смешивания. В рамках проведения исследования решались следующие задачи: анализ результативности и оценка границ применимости существующих подходов к интерпретации термограмм, обоснование на численной модели путей совершенствования технологии проведения термических исследований и анализа результатов измерений, апробация полученных результатов на материалах термических исследований действующих скважин.

Материалы и методы

Классический подход к оценке доли пласта в притоке на основе эффекта калориметрического смешивания

Одно из первых классических описаний эффекта калориметрического смешивания дано в работе (Чекалюк, 1967). Там же представлена предложенная на его основе методика экспрессной оценки доли пластов в притоке. Эта методика предполагает, что в стволе скважины в интервале отдающего пласта, толщиной которого пренебрегают, происходит мгновенное смешивание двух потоков флюида (рис. 1). Первый движется по стволу по направлению к подошве пласта и характеризуется объемной теплоемкостью Cпод, расходом Qпод и температурой Tпод. Второй поступает из пласта и описывается объемной теплоемкостью Cпл расходом Qпл и температурой Tпл. Для смеси флюидов в кровле интервала притока характеристики аналогичны: Cкров, Qкров, Tкров. Температура поступающего из пласта флюида Tпл может быть равна фоновой (геотермической) Tпл = Tг или отличаться от нее на величину DTпл вследствие баротермических процессов, сопровождающих движение флюида по простиранию коллектора.

Отмеченный эффект при притоке в ствол многокомпонентной смеси произвольного состава с пренебрежением изменением температуры по толщине пласта описывается приближенным соотношением

 (1)

откуда следует

 (2)

Таким образом, по термограмме в скважине при совместном вскрытии нескольких пластов для каждого из них можно определить относительное значение инвариантного параметра, представляющего собой произведение теплоемкости поступающей из пласта смеси на суммарный объемный расход. При экспрессных оценках различиями в объемных теплоемкостях смешивающихся флюидов пренебрегают.

Расчеты с помощью соотношения (2) начинают с оценки дебита (доли в притоке) верхнего из совместно эксплуатируемых пластов. Для него величина Qкров соответствует суммарному дебиту скважины, а при относительных оценках равна единице. Затем находят суммарный дебит всех нижележащих пластов Q’кров = Qкров – Qпл или их долю в притоке Q’кров / Qкров = 1 – Qпл / Qкров.

Аналогичным образом последовательно сверху вниз определяются индивидуальные дебиты каждого из нижележащих пластов.

Особенности проявления эффекта калориметрического смешивания в эксплуатационных нефтяных и газовых скважинах, его информативные возможности при оценке доли локальных притоков в продукции (при неравномерной по толщине работе пласта, в неоднородных коллекторах, при совместном вскрытии пластов, в интервалах негерметичности подземного оборудования и пр.) подробно описаны в работах (Абдурахманов, Аллаяров, 2022; Ахметова и др., 1976; Валиуллин и др., 2015; Валиуллин и др., 2022а; Канафин, Шарафутдинов, 2020; Пудовкин и др., 1977 и др.).

Модель как инструмент повышения возможностей и оценки результативности интерпретации термограмм

К настоящему времени термомоделирование активно используется в практике интерпретации результатов термометрии скважин (Ахнук, Лейтон, 2000; Валиуллин и др., 2022b; Канафин, Шарафутдинов, 2020; Кременецкий, Ипатов, 2020 и др.).

Описанный выше подход к интерпретации является приближенным и рассматривает наиболее значимые особенности поведения скважины и пласта при притоке. Но это, скорее всего, его преимущество, чем недостаток. В данном парадоксе заключается особенность термометрии, как, впрочем, любого геофизического метода при сложных условиях проведения исследований. Более детальное описание изучаемых объектов за счет неопределенностей в исходной информации нередко снижает точность интерпретации. Исследователю при рассмотрении конкретных объектов приходится делать компромисс между сложностью их теоретического описания и корректностью используемых при анализе априорных данных. В его поиске состоит, по мнению авторов работ (Буянов и др., 2022; Ипатов, Кременецкий, 2004; Кременецкий, Ипатов, 2020), основная задача моделирования поведения скважины и пласта при интерпретации результатов геофизических исследований.

Моделирование помогает обосновать корректность подхода к интерпретации в условиях неопределенности исходных данных. Однако этим его роль не ограничивается. Численные эксперименты на модели должны помочь выбору технологии проведения измерений, позволяющей снизить эти неопределенности и оценить точность количественных оценок.

Модель, используемая нами для анализа информативности термометрии в рамках настоящей работы, предполагает раздельное изучение температуры в скважине и пласте.

Сначала анализируется характер изменения температуры по простиранию пласта во времени с пренебрежением тепловым воздействием потока в стволе скважины. Затем рассматривается влияние этого изменения на поведение температуры в интервале калориметрического смешивания. При этом считается, что величина интервала пренебрежимо мала, процесс смешивания происходит мгновенно, а температура смеси определяется уравнением (2).

При изучении поведения во времени температуры притекающего в ствол флюида в вертикальном стволе нами принята модель «скважина – пласт» (рис. 2).

• Работающий пласт-коллектор представляет собой неограниченный по простиранию, однородный по фильтрационным и тепловым свойствам слой толщины h пористости Кп, проницаемости k, теплопроводности lT, объемной теплоемкости CT во вмещающем непроницаемом массиве горных пород.
• Скважина – вертикальный цилиндрический канал с круговым осевым сечением радиуса rc.
• Возможен учет дополнительных фильтрационных сопротивлений в прискважинной зоне пласта с радиальной или линейной симметрией.
• Границы пласта – плоские нетеплопроводные горизонтальные поверхности, толщина пласта по вертикали h.
• Пласт полностью вскрыт трещиной гидравлического разрыва пласта (ГРП), представляющей собой вертикальную цилиндрическую полость аномально высокой проводимости с прямоугольным осевым сечением полудлины Lтр, ширины Dтр, примыкающую к стенке скважины и расположенную симметрично около ее оси.
• Тепломассообмен рассматривается в декартовой системе координат {x, y, H} . Ось глубин H совпадает с осью скважины и направлена вверх, ее нулевое значение соответствует подошве перфорированного пласта. Горизонтальные оси x и y направлены соответственно вдоль и вкрест простирания трещины.
• В начальный момент времени t = 0 распределение температуры в среде соответствует фоновому Тф, которое, в частности, может совпадать с геотермическим Тф = Тг.
• В момент t = 0 в скважину начинается приток флюида (жидкости, газа или их смеси), объемный расход флюида меняется циклически, в периоды остановки скважины его величина принимает нулевые значения. В частном случае, при двух циклах пласт в течение промежутка времени tраб работает с постоянным расходом. В течение последующего периода tост приток из пласта прекращается, его воздействие релаксирует и в среде происходит восстановление первоначального температурного режима.
• Изменение температуры по высоте пласта не учитывается. На динамику распределения температуры по простиранию пласта (в том числе в полости трещины) влияют конвективный и кондуктивный переносы теплоты, а также дроссельный и адиабатический эффекты.

Модель для горизонтальной скважины с многостадийным ГРП аналогична представленной и описывает поведение температуры в каждой из поперечных трещин, ориентированных перпендикулярно к стволу, с пренебрежением их взаимовлиянием.

Для численных расчетов на основе описанных моделей мы использовали программный комплекс T-Навигатор, разработанный компанией «Рок Флоу Динамикс» (Москва). В 2017 г. данный комплекс был включен в реестр отечественного программного обеспечения Министерства цифрового развития, связи и массовых коммуникаций Российской федерации.

Секторная модель «скважина – пласт с трещиной ГРП» реализована на неравномерной конечно-разностной сетке с локальным измельчением ячеек в полости трещины и околоскважинной области.

Количественная оценка доли пласта в притоке при слабой интенсивности баротермических процессов в пласте, сопутствующих его работе

Использование для расчетов соотношения (2) не вызывает принципиальных затруднений, если в качестве величины Tпл выступает первоначальная (до притока) температура коллектора в не работавшей ранее или длительно простаивающей скважине. Значение этой температуры может быть близким к геотермической Tг, но чаще соответствует некоторой стабильной фоновой температуре Tф, сформировавшейся в предшествующие циклы эксплуатации скважины. Это возможно, если изменение температуры пласта в силу сопровождающих приток баротермических эффектов (дроссельного и адиабатического) незначительно.

На рис. 3 приведена схема изменения температуры по стволу скважины для случая, когда фоновая температура равна геотермической.

На рис. 4. представлены результаты промыслово-геофизических исследований в фонтанирующей газом скважине. Пласты характеризуются аномально высокой проницаемостью и эксплуатируются при низкой депрессии (в пределах единиц бар). Притоки газа диагностируются по результатам измерений расходомером и термометром. Благодаря однофазному заполнению ствола (газом) и значительному дебиту качество расходометрии очень высоко. Результаты количественной обработки расходограммы приведены в окне V планшета.

На поведение температуры в скважине практически не влияет эффект дросселирования. Из-за низкой депрессии газ поступает в ствол с температурой, близкой к естественной, которую можно оценить по геотермограмме, что облегчает количественную оценку доли пластов в притоке по аномалиям калориметрического смешивания. Результаты такой оценки: Q1 / QS = 0,41, Q2 / QS = 0,24, Q3 / QS = 0,35.

Альтернативная оценка по механической расходометрии: Q1 / QS = 0,47, Q2 / QS = 0,16, Q3 / QS = 0,37.

Количественная оценка доли пластов в притоке при их значительном удалении друг от друга

Достоверность расчетов повышается в случае увеличения расстояния между интервалами притока. Чем оно значительнее, тем контрастнее различия значений Tпл из-за изменения по глубине величины Tф.

Такой подход схематично представлен на рис. 5. Для его успешной реализации необходимо не только достаточное удаление работающих пластов друг от друга, но и высокий дебит нижнего из них. В противном случае из-за обмена теплотой с вмещающим массивом горных пород отличие температуры в стволе от геотермической резко снижается, соответственно, падает точность количественной оценки дебита по эффекту калориметрического смешивания.

Количественная интерпретация термограмм при контрастном температурном воздействии на исследуемые пласты в период, предшествующий эксплуатации скважины

В реальных пластовых условиях температура поступающего в ствол флюида чаще всего существенно отличается от фоновой вследствие сопровождающих приток баротермических процессов (в первую очередь дроссельного и адиабатического), осложненных как конвективным, так и кондуктивным переносом теплоты.

Классический подход к количественной оценке профиля притока по аномалиям смешивания с учетом перечисленных эффектов предполагает, что связанное с ними отличие температуры притекающего из пластов флюида от фоновой одинаково для всех совместно работающих пластов DTпл = Tпл – Tф = const, рис. 6а (Чекалюк, 1965). Это позволяет по данным измерений в подошве самого нижнего пласта судить о температуре флюида, притекающего из всех вышележащих коллекторов.

Однако такая ситуация далека от реальной. Совместно вскрытые пласты, даже работающие с близкими депрессиями и идентичные по составу притока, могут существенно отличаться температурой поступающего в ствол флюида, что связано с зависимостью температурных аномалий, возникающих в пласте благодаря дроссельному и адиабатическому эффектам, от интенсивности притока. Влияют также различия коллекторов и вмещающих пород по толщине, тепловым свойствам и другие факторы (рис. 6б).

В подобной ситуации актуальным становится независимое определение температуры поступающего из пластов флюида. Проблема состоит в том, что непосредственное измерение этого параметра в работающей скважине затруднено из-за экранирующего влияния потока газожидкостной смеси, движущейся по стволу. Но можно искусственно создать в скважине условия, при которых изменяемая в стволе температура будет близкой к температуре работающего пласта. Это, в частности, возможно при формировании в стволе скважины в предшествующий период контрастных температурных аномалий, величина которых существенно больше, чем изменение температуры в силу работы пласта в процессе термических исследований.

Рассмотрим один из наиболее практически значимых случаев, когда контрастное фоновое температурное поле создается благодаря предшествующему исследованиям тепловому воздействию на пласт (например, при интенсивной закачке охлажденной рабочей жидкости в процессе гидроразрыва).

Рис. 7 иллюстрирует характерные термобарические условия при гидроразрыве. Интенсивная закачка рабочей жидкости и пропанта в пласт при высокой репрессии, сопутствующая созданию трещины, формирует в коллекторе в интервале трещины зону аномального охлаждения. Некоторое время после начала отбора из пласта охлаждение сохраняется, что существенно влияет на профиль температуры в стволе действующей скважины. Характер влияния показан на рис. 8а.

Аналогичным будет профиль температуры в добывающей скважине с горизонтальным стволом при множественном ГРП. Специфика его формирования обусловлена низким контрастом изменения по стволу геотермического температурного поля и малой величиной аномалий дросселирования (из-за небольшой депрессии на пласт). Но эти факторы только усиливают контраст аномалий калориметрического смешивания и влияние на их величину охлаждения пластов (рис. 8б).

Один из примеров реализации подобного подхода представлен на рис. 9, иллюстрирующем термические исследования в стволе горизонтальной скважины с многостадийным ГРП. В этом случае дана оценка доли каждого порта в притоке. Здесь совокупность работающих совместно портов выступает в качестве аналога вскрытой одним стволом многопластовой системы.

Контрастные температурные аномалии в пределах портов ГРП связаны с закачкой в трещины в процессе гидроразрыва больших объемов аномально охлажденной рабочей жидкости и пропанта. В данной ситуации измерение фоновой температуры целесообразно проводить в простаивающей после ГРП скважине непосредственно перед ее освоением и регистрацией термограмм при притоке.

Таким образом, реализуется классическая технология термических исследований «фон – воздействие – измерение». Тепловое воздействие на пласт перед проведением промыслово-геофизических исследований может быть следствием не только гидроразрыва, но и другой технологической операции, сопровождаемой значимым изменением температуры коллектора (перфорации при репрессии, освоения компрессором или струйным агрегатом, закачки рабочего агента и пр.).

Широкому использованию подобного подхода препятствует существенная нестационарность фонового температурного поля, вызванная кратковременностью и быстрой релаксацией теплового воздействия на пласт.

При мониторинге контрастных аномалий температуры в процессе ГРП возможны погрешности, обусловленные высокой скоростью регистрации термограмм. Связанные этим риски требуют дополнительного анализа. Одним из возможных способов решения этой проблемы является использование технологий долговременного мониторинга температуры стационарными датчиками, распределенными по длине ствола.

Количественная интерпретация термограмм при контрастном температурном воздействии на исследуемые пласты в процессе эксплуатации скважины

Описанная выше технология применима только в случаях, когда период проведения исследований приурочен к интенсивному внешнему воздействию на пласт, существенно нарушающему штатный режим его эксплуатации. Преодолеть это ограничение можно созданием контрастного изменения температуры в пласте путем циклической работы скважины при существенной разнице депрессий между циклами. Причем в первом цикле скважина должна работать максимально интенсивно, а в следующем депрессия должна быть существенно снижена.

Возможность реализации такой технологии иллюстрируют результаты моделирования цикличной работы газоносного пласта (рис. 10). В первом цикле продолжительностью 10 сут скважина работала с удельным дебитом газа 10000 н.м3/сут на 1 м пласта. Затем скважина была остановлена на 10 ч и запущена на работу с уменьшенным отбором. Для последнего цикла были выполнены два варианта расчетов, отличающиеся дебитом (3000 и 1000 н.м3/сут на 1 м).

Результаты расчетов подтверждают близость значений температуры притекающего из пласта газа перед остановкой скважины к температуре в стволе, измеренной непосредственно после остановки. А значит, по результатам измерений в остановленной скважине можно приближенно определить температуру потока газа из пласта при последующем запуске скважины на режим уменьшенного отбора. Это позволяет оценить долю пласта в притоке по аномалии калориметрического смешивания на термограмме, зарегистрированной в скважине при этом режиме.

Совместная количественная интерпретация термограмм в действующей и кратковременно простаивающей скважине

Рассмотрим случай, когда на основе эффекта калориметрического смешивания интерпретируется термограмма, полученная непосредственно перед остановкой скважины, а для определения значения температуры поступающего из пласта флюида, термограмма сразу после остановки (Кременецкий, Ипатов, 2020; Непримеров и др., 1968).

На рис. 11а схематично представлен профиль распределения температуры по радиусу в стволе действующей скважины и дренируемом пласте в момент ее остановки Dtост = 0. Профиль имеет сложную конфигурацию. Температуру в пласте формирует поток флюида в пределах контура питания. Ее значение на стенке скважины Тпл соответствует температуре притекающего флюида на выходе из пласта. На глубине притока поток флюида, поступающего из пласта, смешивается с движущимся по стволу, поэтому температуры в стволе Тс и на стенке скважины Тпл существенно отличаются друг от друга.

В силу высокого контраста созданного притоком теплового поля его релаксация после остановки скважины протекает неравномерно. Сначала температура в стволе быстро становится равной температуре прискважинной области коллектора, а затем происходит более медленное и длительное восстановление первоначальных температур скважины и продуктивного пласта в целом (рис. 11б). Поэтому в кратковременно простаивающей скважине можно измерить температуру Тс*, ее значение близко к температуре стенки Тпл непосредственно перед остановкой: Тс* ≈ Тпл(Dtост = 0). Это значение можно взять в качестве температуры притекающего флюида в уравнении калориметрического смешивания.

На первый взгляд, чем меньше продолжительность остановки, тем достовернее измерения. Но это не соответствует действительности, поскольку для того чтобы аномалия смешивания расформировалась и температура в скважине приближалась к температуре пласта на стенке, требуется время. Для его оценки представим экранирующее влияние ствола скважины как локальное изменение температуры на величину D Тc = Тпл(D tост = 0) – Тс(D tост = 0), в пределах ствола (0 < r < rc). Воздействие на температуру в стволе, связанное с релаксацией такого импульса, можно оценить с помощью следующего соотношения:

 (3)

где a – температуропроводность околоскважинной среды.

Расчеты показывают, что этим влиянием можно пренебречь, если продолжительность остановки скважины составляет порядка первых десятков минут. Но для того чтобы температура, измеренная в стволе через этот промежуток времени, была близка к температуре выходящего из пласта флюида, необходимо выполнить еще одно условие. Температура на стенке в этот период должна мало меняться во времени. Реализовать это требование в условиях реальной скважины сложно. После остановки скважины температура ее на стенке меняется со временем, приближаясь к фоновой (рис. 11б). Однако темп изменения можно снизить, для этого цикл эксплуатации, предшествующий остановке скважины, должен быть длительным и стабильным.

Пример реализации данного подхода при термических исследованиях фонтанирующей легкой нефтью горизонтальной скважины приведен на рис. 12.

Скважина эксплуатирует карбонатный коллектор с развитой макротрещиноватостью. Традиционный метод определения профиля притока с помощью механической расходометрии в данном случае неинформативен из-за низкого дебита и сложных состава притока и заполнения ствола.

Интервалы 1 и 2 притока из трещин 2440–2442 и 2120–2122 м выделяются контрастными аномалиями калориметрического смешивания. Снятые на глубине трещин отсчеты по термограмме, полученной спустя 0,5 ч после остановки скважины, соответствуют температуре поступающей в ствол газожидкостной смеси. Таким образом, имеется вся необходимая информация для оценки по эффекту смешивания доли пласта в притоке. Результаты оценки представлены в табл. 1.

Интересны особенности поведения во времени диаграмм методов определения состава в носочной части скважины. Они характеризуют динамику скопления воды при изменении давления на забое, связанную с работающей трещиной в этой части ствола. В силу низкого давления в пласте в этой зоне при депрессии вода из трещины (интервал 3 на рис. 12) притекает в ствол, а в остановленной скважине поглощается. Из-за низкой интенсивности дросселирования и малой доли в притоке данная трещина по термометрии не диагностируется.

На рис. 13 приведены результаты моделирования процесса формирования аномалий смешивания в условиях, подобных наблюдаемым в интервалах 1 и 2. Модель иллюстрирует поведение температуры на стенке пласта в остановленной скважине после циклов работы разной длительности.

Результаты моделирования (рис. 13) указывают на существенное замедление темпа восстановления первоначальной температуры в стволе с увеличением длительности работы скважины. Об этом свидетельствует значимое отличие разности температур D1 и D2, соответствующих моментам остановки скважины и расформирования аномалий смешивания в циклах. Для корректного сопоставления этих отличий их надо отнести к максимальному изменению температуры в циклах D1max и D2max (рис. 13а). В рассматриваемом случае отличия составляют для длительности первого цикла 1 и 10 сут соответственно 0,72 и 0,58, то есть с увеличением продолжительности работы скважины погрешность определения температуры притекающего из пласта флюида по термограмме в статике уменьшается. Но даже продолжительности работы в 10 сут недостаточно, чтобы изменения теплового поля в статике стали настолько медленными, чтобы после релаксации влияния смешивания в стволе можно было измерить температуру, близкую к температуре пласта при притоке.

Расчеты показывают, что это возможно только после долговременной эксплуатации, длительностью несколько месяцев и более. Таким образом, описанный подход к количественной интерпретации не является универсальным.

Совместная количественная интерпретация разновременных термограмм в действующей и простаивающей скважине

Предлагаемый нами способ интерпретации термограмм предусматривает сопоставление термограмм в циклах стабильной работы и последующей остановки скважины. Но алгоритм получения и использования информации здесь принципиально другой. В его основе лежит сходство в поведении температуры во времени при запуске скважины и прекращении притока из пласта, что позволяет по данным измерений в скважине в любой момент после ее остановки оценивать температуру притекающего в ствол флюида в произвольное время после запуска.

Схема интерпретации показана на рис. 14а, где сплошные линии с индексом Тпл показывают изменение температуры на стенке скважины против циклически работающего пласта во времени t. Первоначальная (фоновая) температура в скважине и вмещающей среде считается постоянной Тф = const. В цикле притока t < tраб значение Тпл = Тпл раб соответствует температуре поступающего из пласта флюида, которая закономерно снижается во времени. В цикле последующей остановки t > tраб значение Тпл = Т пл ост растет.

Измерить температуру в стволе скважины, близкую к Тпл, можно только в ограниченный период времени. При притоке этому препятствует экранирующее влияние движения газожидкостной смеси по стволу. Поведение температуры в стволе во времени на глубине подошвы и кровли пласта в течение этого периода описывают пунктирные кривые Тпод и Ткров на рис. 14а. Экранирующее влияние ствола, затухающее во времени, сохраняется и после остановки скважины. Продолжительность периода существенного воздействия этой помехи оценивается соотношением (3).

Температура Тпл ост, измеренная в стволе в статике после завершения данного периода, может быть использована для расчета величины Тпл раб в цикле запуска скважины.

Сходство в поведении температур во времени в действующей и остановленной скважинах позволяет установить зависимость между величинами Тпл раб и Тпл ост для произвольно выбранного набора моментов их регистрации Dtраб и Dtост.

Одним из вероятных вариантов подобной зависимости является связь между величинами DТпл раб = |Тпл раб – Тф| и DТпл ост = |Тпл ост – Тф| для выбранных моментов времени. Характер этой связи зависит от длительности цикла работы скважины tраб и конкретного набора Dtраб и Dtост. Для каждого конкретного набора времен связь рассчитывается индивидуально, что при возможностях современных вычислительных средств это не является проблемой.

Основным препятствием для реализации этой идеи является влияние на результаты расчетов большого числа факторов, достоверная информация о которых отсутствует. Это в первую очередь фильтрационные свойства коллектора, степень совершенства его вскрытия, тепловые свойства скважины и пласта.

Чтобы определить, насколько точно можно оценить температуру пласта при притоке по результатам ее измерений в статике, нами проведено несколько серий численных экспериментов на модели поведения температуры в скважине в циклах «приток – остановка». Каждая серия состояла из расчетов для конкретных продолжительности цикла притока tраб и временах регистрации температуры при притоке Dtраб и в статике Dtост. Расчеты в каждой серии выполнены при различных фильтрационно-емкостных свойствах коллектора, тепловых свойствах пласта и пластового флюида, а также длин трещин в максимально возможных в условиях скважины диапазонах изменения перечисленных параметров.

На рис. 15 представлены результаты расчета изменения температуры пласта во времени на стенке скважины при ее стабильной работе в течение 1 сут и последующей остановки для различных проницаемостей пласта и длин трещин. Рисунок иллюстрирует схожесть в поведении температуры в периоды работы и остановки скважины.

По результатам этих расчетов для каждого конкретного набора значений tраб, Dtраб и Dtост получена связь между соответствующими данным значениям величинами DТпл раб и DТпл ост, на основе которой по измеренным в статике температурам возможна оценка значения температуры выходящего из пласта флюида.

Данная связь является многозначной. Ее характер схематично показан на рис. 16, каждая точка на котором соответствует конкретному набору параметров (в первую очередь проницаемости коллектора и длины трещины), определяющих характер изменения температуры во времени в периоды работы и остановки скважины. В совокупности эти точки формируют область, объединяющую все возможные комбинации значений DТпл раб и DТпл ост. Из рисунка видно, что измеренной величине DТпл раб соответствует диапазон возможных значений DТпл рабmin и DТпл рабmax.

Рассматриваемый подход допускает самые различные варианты сопоставления приращений температуры в период работы и последующей остановки скважины.

Обсуждение результатов

На рис. 17 представлены результаты исследований горизонтальной скважины, стабильно фонтанирующей газожидкостной смесью. Скважина перед проведением промыслово-геофизических исследований не работала в течение длительного периода, что позволило провести измерения температуры по наиболее результативной с точки зрения предлагаемого подхода технологии «фон – приток – остановка». В стволе регистрировали фоновый профиль температуры в статике. После этого скважина выводилась на режим стабильного отбора и выполнялись два замера температуры: через 3 и 10 ч после ее запуска. После 17 ч стабильной работы скважина останавливалась и в ней проводилось два измерения в статике: через 1 и 10 ч.

По результатам измерений можно увидеть сходство поведения температуры в циклах работы и остановки скважины, циклы практически идентичны по динамике изменения температуры.

Температура в стволе в процессе исследований ведет себя закономерно, в соответствии с результатами моделирования. Температура при фонтанировании под воздействием дросселирования притекающей из пласта газожидкостной смеси значимо снижается, а после остановки скважины растет. По данным термометрии выделяются несколько контрастных интервалов притока. Наиболее интенсивно работает пласт в середине продуктивной толщи, на долю которого приходится около 50% общей добычи. В пределах его толщины и в направлении к устью существенно растет доля углеводородов в заполнении ствола, носочная часть ствола заполнена преимущественно водой.

Исходные данные для оценки доли рассматриваемого пласта в притоке представлены на рис. 18. Это рисунок является аналогом рис. 14 и отличается только фиксацией конкретных отсчетов с термограмм, необходимых для оценки температуры притекающего из пласта флюида. Здесь же приведены результаты этой оценки.

С помощью сопоставления, подобного представленному на рис. 16, определена температура притекающего из пласта флюида в момент регистрации интерпретируемой термограммы (через 10 ч после запуска скважины): Тплраб = 57,15 °С. Результаты оценки доли пласта в притоке (без учета дебита пласта 1, расположенного в пяточной части скважины) приведены в табл. 2.

Аналогичный пример представлен на рис. 19. Исследования выполнены в горизонтальной скважине с многостадийным ГРП. Каждый из трех циклов измерений включает период фонтанирования и последующей остановки скважины. От цикла к циклу размер штуцера, при котором работала скважина, увеличивается.

В периоды работы и статики проведены разновременные измерения комплексом промыслово-геофизических исследований.

Скважина работает легкой нефтью с высоким содержанием газа, поэтому флюид поступает в ствол сильно охлажденным. Контрастные притоки способствуют формированию в пределах трещин ярко выраженных аномалий калориметрического смешивания.

При увеличении диаметра штуцера с 6 мм на 7 мм (начальный период исследования) депрессия на пласт закономерно увеличивается. При последующем переходе на штуцер с максимальным диаметром (8 мм) депрессия начинает падать. Причиной такой аномалии является быстрое истощение призабойной зоны пласта из-за его аномально низкой проницаемости.

Слабые проводящие свойства дренируемого скважиной коллектора являются также причиной высокой интенсивности изменения давления вблизи скважины по радиусу. Поэтому ствол интенсивно охлаждается, и температура становится заметно ниже фоновой уже в первые часы после запуска и очень быстро релаксирует после ее остановки скважины.

В подобных условиях предлагаемый нами подход к определению температуры поступающего из пласта флюида становится практически безальтернативным.

Результаты интерпретации представлены в табл. 3.

Для рассматриваемого пласта возможна дополнительная проверка достоверности полученных результатов. Перед последним циклом исследований (при фонтанировании скважины на штуцере 8 мм) в скважине проведено компрессирование, приведшее к дополнительному существенному охлаждению не только приствольной, но и более удаленной зоны пласта. В результате значения температуры притекающего из пласта флюида приблизились к измеренной в длительной простаивающей скважине (табл. 4).

Таким образом, на разных режимах работы скважины экспрессная оценка дебита имеет схожий порядок, что подтверждает корректность расчетов.

Заключение

Представленные материалы подтверждают высокую результативность нестационарных термических исследований как в вертикальных, так и в горизонтальных стволах при оценке доли пластов в притоке. Одним из наиболее информативных эффектов, которые используются для количественного определения дебитов, является калориметрическое смешивание. Точность расчетов на основе этого эффекта существенно зависит от достоверности определения температуры поступающего из пласта флюида.

Основной недостаток классических способов решения задач такого типа состоит в том, что каждый из них имеет резко очерченную область применения или требует специальной подготовки скважины.

Предлагаемый способ термических исследований, в отличие от традиционных, имеет более широкие границы практического использования. В его основе лежат регистрация и совместный анализ разновременных термограмм при циклической смене периодов работы и остановки скважины. Оценка профиля притока на основе динамики поведения температуры в циклах в меньшей степени зависит от текущего состояния скважины. Эффективность этой технологии подтверждена результатами циклических термических исследований добывающих горизонтальных скважин.

Наиболее благоприятными для проведения подобных исследований являются периоды существенно нестационарного поведения температуры во времени. В этих условиях высоким информативным потенциалом обладают технологии непрерывного мониторинга температуры во времени с использованием распределенных по стволу датчиков на основе оптоволокна.