ПОВЫШЕНИЕ

ДОСТОВЕРНОСТИ

И

КАЧЕСТВА

ЗАПИСЕЙ

МЕТОДОМ

ТЕРМОКОНДУКТИВНОЙ

ИНДИКАЦИИ

ПРИТОКА

В

ДЕЙСТВУЮЩИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

Термокондуктивный

метод

индикации

притоков

флюидов

(СТИ)

применяется много лет и используется практически во всех комплексных

потокометрических приборах. Однако вопрос повышения достоверности и

качества записей СТИ остается актуальным.

Для исследования этой проблемы необходимо рассмотреть факторы,

влияющие на точность и достоверность данных СТИ. Их можно разделить на

аппаратурные, технико-технологические и геолого-гидродинамические.

Аппаратурные

факторы

связаны

с

особенностями

первичных

пре-

образователей,

конструкцией

скважинного

прибора

и

методическим

обеспечением.

Применяют первичные преобразователи СТИ с прямым и косвенным

подогревом.

Вариант с прямым подогревом (использовался в аппаратуре СТИ-4,

СТД-2, ПСК-1) конструктивно более прост и надежен. Многолетняя практика

работы с такими датчиками показала их достаточно высокую эффективность.

Датчики с косвенным подогревом (например, в аппаратуре "Приток-2")

более сложны и энергоемки. Сравнительные испытания ПСК-1 и "Приток-2"

показали, что по чувствительности к потокам они примерно одинаковы.

В приборах СТД-2, ПСК-1 и "Приток-2" (ВНИИГИС) форма датчиков -

стержневая (L

=

100

-

150

мм).

В

приборах,

разрабатываемых

другими

фирмами, размеры датчиков раза в три меньше, что резко уменьшает их

рабочую поверхность и может приводить к уменьшению чувствительности к

потокам, быстрому загрязнению нефтью и "грязью". Оптимальная длина

датчика СТИ, на наш взгляд, -порядка 150 мм.

Ухудшает

омываемость

и

доступ

флюидов

к

рабочей

поверхности

совмещение двух различных датчиков (например, в "Приток-2" -датчиков

СТИ и влагомера) или их близкое расположение (например, датчиков СТИ и

температуры в аппаратуре К.САТ). В последнем случае перегрев и долгое

остывание

датчика

СТИ

может

сильно

искажать

показания

датчика

температуры.

С увеличением рабочей поверхности чувствительность датчика СТИ

увеличивается

почти

в

1,5

-

2

раза,

что

доказано

путем

сравни тельных

замеров.

Инерционность

(τ)

является

важнейшей

характеристикой

термо-

кондуктивного преобразователя притока. По результатам экспериментов [З],

она составляет для стандартных стержневых датчиков СТИ типа КС 7 с (при

токе питания 150 мА).

Чувствительность термокондуктивных датчиков существенно зависит и

от

скорости

обтекающих

потоков,

и

от

фазового

состояния

флюидов.

Проведенные автором исследования показали, что τ для датчика СТИ типа

КС меняется от 9 с до 4 с для условий притока воды в воду и от 20 с до 4 с

для условий притока солярки (модели нефти) в солярку, при изменении

дебитов от 0 до 35 м

3

\сут.

Время полной стабилизации сигнала составляет для тех же условий 240

- 100 с для водяной фазы и 420 - 120 с для соляровой фазы.

Отсюда,

погрешность

определения

границ

работающих

интервалов

(Н

раб

) при принятой скорости перемещения скважинного прибора 120 м/час

составит для условий притока воды в воду 0,3 - 0,17 м (при вышеуказанных

дебитах), для условий же притока солярки в солярку - несколько больше.

Эти

данные

необходимо

корректировать

за

влияние

направления

перемещения скважинного прибора, зоны возмущения от радиального потока

флюидов

(ВЗР)

и

соотношения

дебитов

осевого

и

радиального

потоков

флюидов.

Размеры и форма ВЗР обуславливаются дебитами, но в еще большей

степени - фазовым составом флюидов на участках радиальных притоков.

Для условий однородной жидкой фазы (только водяной или соляровой)

ВЗР

распространяется

от

0,1

до

0,8

м

(рис.

1)

при

изменении

дебитов

жидкости от 1 до 22 м

3

\сут (в данном случае дебит радиального потока воды

через

одно

отверстие).

Здесь

приводятся

границы

распространения

возмущений, равных 0,75, 0,5 и 0,25 А, где А - амплитуда сигнала напротив

отверстия.

Рис. 1.

График границ зоны возмущения от радиального потока воды в

застойную воду

При наличии двухфазной среды (поступление газа в воду или нефть)

геометрия ВЗР резко изменяется с увеличением так называемой расходной

концентрации

газовой

фазы

в

жидкой

среде.

Из

приведенных

на

рис.

2

кривых видно, что при определенных дебитах воздуха (модели газа) верхняя

граница Н

раб

"размазывается" и даже "исчезает". Связано это с большой разно-

стью

плотностей

газа

и

жидкости,

приводящей

к

высоким

скоростям

всплывания газа в жидкой среде. Характерная форма реальных кривых СТИ

подтверждает экспериментальные данные.

Рис. 2.

Форма

верхней

границы

Р

раб

при

радиальном

притоке

воздуха

в

застойную воду

Вместе

с

тем,

в

ряде

случаев,

ВЗР

может

быть

достаточно

лока-

лизованной при поступлении газа в жидкую среду за счет дроссельного

эффекта, приводящего к образованию высокоамплитудных отрицательных

аномалий на кривых СТИ.

Вместе

с

тем,

в

ряде

случаев,

ВЗР

может

быть

достаточно

лока-

лизованной при поступлении газа в жидкую среду за счет дроссельного

эффекта, приводящего к образованию высокоамплитудных отрицательных

аномалии на кривых СТИ.

Часто на практике испытываемые пласты и пропластки или различно

проницаемые

участки

пласта

близко

расположены.

В

этих

случаях

радиальные потоки как бы "смазываются" осевыми потоками, и выделить их

на диаграммах СТИ становится сложно. Это обуславливается тем, что датчик

СТИ типа КС более чувствителен к осевому потоку, чем к радиальному (в

воде - в 1,18 - 1,29 раза в зависимости от дебита, в солярке - в 1,46 - 1,66

раза).

По

материалам

[3]

автором

был

построен

график

зависимости

амплитуды

смещения

кривой

СТИ

напротив

радиального

притока

от

отношении

дебитов

осевого

и

радиального

потоков

(О

ос

/О

р

),

из

анализа

которого определено критическое значение О

ос

/О

р

, равное 8, при превышении

которого

(для

условий

притока

воды

в

воду)

радиальные

притоки

на

диаграммах СТИ выделяться не будут.

Для достоверного выделения границ Н

раб

необходимо иметь единую и

жесткую систему отсчета, в качестве которой рекомендуется использовать

значение приращения сопротивления датчика СТИ в спокойной воде ΔR

о

в

(при притоке флюидов в "застойную" воду) или в спокойной солярке ΔR

о

с

(при притоке флюидов в "застойную" нефть). Эти данные получают при

тарировке датчика в различных средах.

Знание ΔR

о

в

(или ΔR

о

с

) позволяет не только повышать достоверность

выделения Н

раб

но и решать ряд других задач. Так, если значения приращения

сопротивления

датчика

на

забое

(ΔR

3

)

меньше

ΔR

о

в

(или

ΔR

о

с

),

то

это

свидетельствует

о

негерметичности

искусственного

забоя

(изоляционного

моста),

и

в

данном

случае

можно

судить

о

типе

поступающего

из-под

негерметичности искусственного забоя флюида.

Наличие

осадка

и

загрязненности

ствола

скважины

приводят

к

загрязнению датчиков СТИ, в результате чего они могут в значительной мере

терять

чувствительность,

а

также

сильно

перегреваться,

что

приводит

к

фиксированию на диаграммах СТИ "горбообразных" кривых и ложных, часто

высокоамплитудных, аномалий притоков.

Характерным

признаком

загрязнения

датчика

СТИ

является

превышение

значения

приращения

сопротивления

ниже

интервала

перфорации (ΔR

н п

) над ΔR

о

в

или ΔR

о

с

.

Моделирование различных условий загрязнения датчика СТИ показало,

что процесс отмытия датчика от "грязи" достаточно длителен, и при этом

процессе наблюдаются скачкообразные охлаждения и перегревы датчика, а

величина перегрева датчика зависит от времени нахождения его в осадке и

типа осадка. Даже кратковременное пребывание датчика в осадке приводит к

его загрязнению и, как следствие, искажению кривой СТИ.

Ложные

интервалы

притоков

на

кривых

СТИ

могут

быть

вызваны

"зацепами" или посадками прибора на сальники или уступы на стыках труб.

Характерной

особенностью

ложных

аномалий

является

их

высокая

повторяемость при временных замерах. Отсутствие притока в зоне ложных

аномалий

доказывается

их

неповторяемостью

при

записи

на

спуске

и

подъеме, а также отсутствием аномалий на кривых термометрии.

Интервалы

и

мощности

работающих

толщин

Н

раб

могут

сильно

меняться, что обусловлено рядом причин, связанных как с фильтрационно-

емкостными свойствами (ФЕС) пластов-коллекторов, так и с техногенными

факторами (кольматация ПЗП, влияние подошвенной или переточной воды и

пр.).

Для

выявления

техногенных

факторов

автором

предложено

конт-

ролировать в динамике положение нижней границы притока нефти (НГН)с

привлечением метода диэлектрической индикации состава флюидов (ВБСТ).

НГН может перемещаться вверх, колебаться (вверх-вниз), оставаться

стабильной и перемещаться вниз.

Первый

и

третий

случаи

характерны

для

объектов,

включающих

нефтяную

и

водяную

части

пласта,

второй

(иногда

первый)

случай

свидетельствует о прорыве подошвенной или переточной воды, четвертый -

об очистке ПЗП (нефтенасыщенной части) от кольматации механическими

частицами и фильтрата промывочной жидкости.

Изменение мощности Н

раб

, а также ее перемещения по толщине пласта

отмечались многими исследователями [1, 2, 4, 5, 6, 7]. Обусловлено это,

прежде всего, пропускной способностью различных по ФЕС интервалов ПЗП

при разных депрессиях на пласт (ΔР). В поровых коллекторах зависимость

эта

достаточно

проста

-

менее

проницаемые

интервалы

отключаются

с

уменьшением ΔР и, наоборот, "подключаются" к работе с увеличением ΔР. В

сложнопостроенных, порово-трещинных коллекторах зависимости сложнее,

что обуславливается смыканием-размыканием трещин, различными скоростя-

ми фильтрации флюидов в матрице пород и флюидоподводящих каналах-

трещинах, а также изменением фазовых проницаемостей в разных участках

пластов по газу, нефти и воде. Подробно эти вопросы освещены автором в [8].

Выявление

динамики

изменения

Н

раб

осуществляется

временными

замерами при разных режимах притоков флюидов.