Мусаев Гайса Лемиевич Заместитель начальника геологического отдела НГДУ Елховнефть ПАО Татнефть

Для исследования межтрубного пространства скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами, сегодня широко применяются стандартные методы ГИС, такие как термометрия, влагометрия, резистивиметрия, манометрия, измерения скважинным термокондуктивным дебитомером (СТД), прибором ГК и локатором муфт. Данные технологии позволяют определить профиль притока жидкости, наличие или отсутствие заколонных перетоков, герметичность эксплуатационной колонны и зумпфа скважины. В то же время с их помощью далеко не всегда можно достоверно определить наличие или отсутствие заколонных перетоков «сверху» и «снизу» интервалов перфорации.

Кроме того, существует ряд факторов, сдерживающих применение стандартного комплекса ГИС на скважинах. В частности, наличие заколонных циркуляций из вышележащих пластов может не определяться в силу того, что подвеска штангового насоса расположена выше интервала перфорации, а датчик термометра находится в восходящем потоке жидкости, поступающей из интервала перфорации, что не позволяет зарегистрировать тепловой поток, возникающий в результате дроссельного эффекта флюида, циркулирующего по заколонному пространству.

Второй сдерживающий фактор – это температурные аномалии ниже интервала перфорации, которые могут быть обусловлены как заколонными циркуляциями снизу, так и температурным прогревом нижележащих пластов вследствие работы перфорированного пласта.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ИЗ ВЫШЕЛЕЖАЩИХ ПЛАСТОВ

Для регистрации теплового потока, возникающего в результате дроссельного эффекта флюида, циркулирующего по заколонному пространству из вышележащего неперфорированного пласта в перфорированный, необходимо направить поток жидкости из интервала перфорации вниз для исключения омывания датчика термометра при регистрации температуры в интервале, расположенном выше фильтра скважины (рис. 1). Для решения данной задачи скважину оборудуют колонной труб со свабом и размещают низ колонны ниже перфорированного интервала продуктивного пласта, а геофизический прибор на кабеле размещают в межтрубном пространстве. Приток в скважину возбуждают с помощью сваба. При этом запись термометром проводится одновременно с подъемом сваба.

Указанная технология была реализована на скважине №6285 Ново-Елховского месторождения НГДУ «Елховнефть» (рис. 2). Турнейская залежь нефти перфорирована в интервале 1040,8-1044,8 метров. Скважина оборудована штанговым насосом и введена в эксплуатацию с дебитом нефти 4 т/сутки. С течением времени дебит скважины стал монотонно увеличиваться и достиг 32 т/сутки. Величина дебита данной скважины не соответствовала дебитам нефти окружающих добывающих скважин, равным порядка 4 т/сутки. На основании этого было сделано предположение о том, что нефть поступает в интервал перфорации по заколонному пространству из вышележащего нефтеносного терригенного пласта бобриковского возраста, расположенного в интервале 1032,0-1039,6 метров.

Для выявления причины увеличения дебита был проведен стандартный комплекс ГИС через межтрубное пространство работающей скважины (термометрия, СТД, ГК, локатором муфт, резистивиметрия, манометрия, влагометрия). По результатам исследований получено заключение о работе перфорированного пласта. Причины увеличения дебита установить не удалось. Наличие заколонного перетока из вышележащего терригенного пласта выявить не удалось.

Тогда было решено провести исследование с использованием новой технологии (рис. 3). Мы оборудовали скважину №6285 колонной НКТ со свабом, разместив башмак колонны ниже перфорированного интервала продуктивного пласта, а геофизический прибор на кабеле установили в межтрубном пространстве. Приток в скважину возбудили с помощью сваба. При этом запись термометром проводилась одновременно с подъемом сваба. Это позволило выявить температурную аномалию (увеличение температуры на 0,2-0,5°C) в интервале 1032-1043 м, которая свидетельствует о наличии заколонного перетока сверху, с глубины 1032 м до кровли интервала перфорации, то есть до 1040,8 метров.

РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРНОЙ АНОМАЛИИ

Как было отмечено, температурные аномалии, возникающие ниже интервала перфорации, могут быть обусловлены как температурным прогревом дросселирующих нижележащих пластов, так и наличием заколонных перетоков (рис. 4). Для определения природы этих аномалий была разработана технология исследования в межтрубном пространстве с многократными замерами методом термометрии. В этом случае исследования проводятся либо при работающем штанговом насосе, либо в режиме притока – при остановленном штанговом насосе. Для анализа выбираются кривые термометрии в режиме притока, начиная с забойного давления выше давления насыщения пластового флюида газом.

При использовании данной технологии следует учитывать два процесса: процесс дросселирования жидкости и получение адиабатического эффекта.

Величина температурного изменения дросселирующего флюида (жидкости) зависит от коэффициента Джоуля-Томсона ɛ и депрессии на пласт ΔР:

где значение ɛ для нефтей колеблется в пределах 0,04-0,06°С/атм, а для воды приблизительно равно 0,02°С/атм (табл. 1).

Эффект адиабатического расширения или сжатия проявляется при быстром изменении давления в скважине. При этом изменение температуры ΔТ связано с изменением давления ΔР приближенным соотношением:

где η – интегральный (средний) адиабатический коэффициент, равный для воды и нефтей около 0,002 и 0,014°С/атм соответственно (табл. 2).

Учитывая, что значение коэффициента Джоуля-Томсона (ɛ) на порядок выше интегрального адиабатического коэффициента η, при забойных давлениях, превышающих давление насыщения, можно выявить следующие закономерности. Первая – температурные аномалии ниже перфорированного пласта, связанные с забойным давлением на временных замерах обратно-пропорциональной зависимостью, соответствуют заколонным перетокам (циркуляциям). Вторая – температурные аномалии ниже перфорированного пласта, связанные с забойным давлением на временных замерах прямо пропорциональной зависимостью, соответствуют температурным прогревам нижележащих пластов.

Технология была успешно опробована на двух скважинах НГДУ «Елховнефть»: №3640, №4143 Ново-Елховского и Соколкинского месторождений соответственно.

В скважине №3640 был обнаружен заколонный переток с глубины 1713 м к перфорированному интервалу 1699,5-1703,8 метров (рис. 5). В данном случае существует обратная зависимость между температурой и забойным давлением на временных замерах.

В скважине №4143 Соколкинского месторождения температурная аномалия в интервале 1175,6-1192 м обусловлена прогревом нижележащих пород, что говорит о наличии прямой зависимости между температурой и забойным давлением на временных замерах (рис. 6).

Алгоритм применения технологии на обеих скважинах представлен на рис. 7. Мы считаем, что ее внедрение позволит повысить точность определения наличия или отсутствия заколонных циркуляций и разработать соответствующие мероприятия по снижению водопритока.