способ контроля движения пластового флюида в заколонном пространстве эксплуатационной скважины

Формула изобретения

1. Способ контроля движения пластового флюида в заколонном пространстве эксплуатационной скважины, включающий измерение на разных режимах работы скважины геофизического параметра по стволу скважины и выявление зоны заколонного перетока по сопоставлению результатов измерений, отличающийся тем, что в выявленных зонах дополнительно регистрируют амплитуду электромагнитного поля в частотном диапазоне 60 280 Гц и по наличию аномалий определяют интервалы заколонного перетока пластовой воды, а по форме аномалий - направление движения пластовой воды.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве геофизического параметра используют температуру.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве геофизического параметра используют сигнал пассивного акустического шума.

4. Способ по п. 1 отличающийся тем, что по максимальному градиенту аномалии, полученной на частоте 60 280 Гц, фиксируют границу конца зоны перетока воды.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и может быть использовано для выявления интервалов и направленности заколонных перетоков пластовой воды в эксплуатационных нефтегазовых скважинах на стадии контроля за техническим состоянием и обводнением скважин.

Известен способ диагностирования одно- и двухфазной циркуляции в затрубном пространстве, основанный на спектральном частотном анализе сигнала пассивного акустического шума (см. Mckinlly R.M. Bower E.M. Rumble P.C. The structure andl interpretation of noise from flow behind cemented casing. JPT 193, N 3, p 329 338). При этом для однофазного потока как жидкости, так и газа, характерен тип спектра шума с возрастанием амплитуды в диапазоне 1 2 кГц, а для двухфазных потоков максимальный уровень шума в области 200 600 Гц независимо от структуры течения (эмульсионной, пузырьковой, четочной).

Недостаток способа состоит в том, что он не позволяет выделить интервалы циркуляции пластовой воды на фоне заколонных перетоков других типов пластовых флюидов (нефти, газа, конденсата).

Известен способ определения интервалов притока пластового флюида в эксплуатационной скважине путем регистрации амплитуды электромагнитного поля в частности диапазоне 300 2000 Гц, при этом интервалу притока и обводненность продукции оцениваются по величине регистрируемых аномалий (см. авт.св. СССР N 1624142, кл. E 21 B 47/10, 1991).

Известный способ обеспечивает надежное определение интервалов поступления пластовых вод в ствол действующей скважины.

Недостатком известного способа является его низкая достоверность при определении зон заколонной циркуляции (перетоков) пластовых вод в затрубном пространстве, обусловленная сложностью разделения наблюдаемого эффекта, вызванного перетоком воды, от схожего по своим проявлениям эффекта, связанного с притоком воды в ствол.

Наиболее близким к изобретению по достигаемому результату является способ определения мест притока, поглощения и циркуляции жидкости в скважине путем измерения температуры в стволе скважины. Интервалы перетоков выделяются на термограммах аномальными изменениями температуры (см. авт.св. СССР N 665082, кл. E 21 B 47/10).

Однако в этом способе затруднительно разделить интервалы перетоков воды от аналогичных перетоков нефти или другой жидкости. Кроме того, если заколонный переток жидкости осуществляется в противотоке с движущейся по лифтовым трубам продукцией, то выделить факт заколонного перетока на фоне теплового поля работающей скважины крайне сложно даже по сопоставлению термограмм, зарегистрированных на различных режимах работы скважины.

Задачей изобретения является повышение достоверности определения интервалов заколонных перетоков пластовых вод и их направлений в эксплуатационных скважинах.

Поставленная задача достигается тем, что в способе контроля движения пластового флюида в эксплуатационной скважине измеряют на разных режимах работы скважины геофизический параметр по стволу скважины и выявляют зоны заколонного перетока по сопоставлению результатов измерений, а согласно изобретению в выявленных зонах дополнительно регистрируют амплитуду электромагнитного поля в частотном диапазоне 60 280 Гц и по наличию аномалий и их форме определяют соответственно интервалы заколонного перетока пластовой воды и направление движения пластовой воды.

Предпочтительно в качестве геофизического параметра используют температуру или сигнал пассивного акустического шума.

В предпочтительном варианте по максимальному градиенту аномалии, полученной на частоте 60 280 Гц, фиксируют границу конца зоны перетока воды.

Предложенное решение базируется на следующих технических и физических предпосылках. При контакте твердого тела с флюидом между ними наблюдается неэквивалетный обмен зарядами, т.е. они заряжаются. В жидкой фазе формируется двойной электрический слой. При движении же пластовой жидкости относительно твердых поверхностей жидкость электризуется. Знак заряда, получаемого при трении тел друг о друга, определяется в соответствии с величиной работы выхода электронов при контакте. Если работа выхода высока и электроны приобретаются, то тело заряжается отрицательно, в обратном случае положительно. В работе (см. Сургучев М.Л. Желтов Ю.В. Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессоры в нефтегазоносных пластах. М.Недра, 1984. с. 215) в соответствии с правилами Коэна и Гезехуса дана классификация фаз по знаку заряда, полученного в результате движения. Согласно данной классификации вода, движущаяся с нефтью (газом) в пласте, при трении о другие фазы несет положительный заряд. В заколонном пространстве скважины вода, двигаясь относительно частиц железа, может заряжаться отрицательно. Нефть и газ несут отрицательные заряды относительно пород пласта и железа одинаково. Таким образом, для диполей воды в месте их выхода из пласта и при контакте с железом труб обсадных колонн характерна смена зарядов со знака "плюс" на знак "минус". В этом случае напряженности электромагнитных полей будут преобладать по интенсивности на фоне других полей электромагнитной природы и указанный интервал контактирования движущихся вод с железом может быть идентифицирован, т.к. в этом случае намагничиваемая при перетоке воды зона колонн(ы) вследствие вибрации при эксплуатации скважины сама приобретает свойство генерации электромагнитных волн в частотном диапазоне, определяемом вибрационными процессами.

Согласно теории микропроцессоров (см. Сургучев М.Л. Желтов Ю.В. Симкин Э. М. Физико-химические микропроцессоры в нефтегазоносных пластах. М.Недра, 1984. с. 215. и Потенциалы течения в горных породах. Вендельштейн Б.Ю. Сб. "Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин". М. Недра, 1972, стр. 027).Степень электризации флюидов в процессе фильтрации по пласту и возникающую при этом разницу потенциалов протекания (фильтрации) описывает формулу Гельмгольца. Разница, главным образом, зависит от электролитических свойств флюида. Учитывая, что возникающие при одинаковых пластовых условиях фильтрационные потенциалы у газа и нефти на два порядка ниже, чем у воды, то и электромагнитные поля, создаваемые при движении углеводородов, несоизмеримо слабее и могут не приниматься во внимание. Частотный спектр возникающего в месте контакта пласта и скважины электромагнитного сигнала близок к звуковому диапазону и определяется как скорость выхода струй воды из пласта, так и длиной пробега этих вихреобразных струй.

Как известно, возможность надежной регистрации электромагнитного поля в условиях, когда индукционный измеритель разобщен с источником возникновения электромагнитных волн даже несколькими железными колоннами, широко используется за рубежом в методах электромагнитной дефектоскопии при исследованиях обсадных колонн эксплуатационных нефтегазовых скважин (см. Атлас Ваерлайн Сервир Сервисный каталог. 1994, Стр. 62, 58). Такого рода глубинные устройства (типа DMAG "Цифрового магнитного дефектомера для многократных колонн") измеряют временные параметры задержки сигналов от вторичных электромагнитных волн, создаваемых в металлических колоннах токами Фуко, которые инициируются специальными электромагнитными источниками. Это позволяет поочередно измерять толщину стенок и обнаруживать дефекты, коррозию и т.п. в многократных колоннах труб. Основные полезные частоты при средних разностях датчиков в этом способе не превышают 32 Гц.

Частотный спектр полезного электромагнитного сигнала (60 280 Гц), связан исключительно с вибрацией намагниченных колонн и зависит от конструкции скважины, а также от величины технологического дебита продукции. Указанный диапазон хорошо согласуется с результатами многочисленных экспериментальных скважинных измерений в эксплуатационных нефтяных и газовых скважинах и отличается от диапазона полезных электромагнитных сигналов (300 2000 Гц), используемых при фиксации интервалов притока пластовых вод в ствол действующей скважины через перфорированные отверстия или другие негерметичности обсадных колонн (см. авт.св. СССР N 1624142, кл. E 21 B 47/10. Б.И. N 4, 1991).

На чертеже представлены результаты сопоставления различных геофизических кривых с результатами регистрации электромагнитных полей в эксплуатационной газоконденсатной скважине. Рассматриваемая скважина обводняется путем заколонного перетока воды из пласта (2633 2643 м) вниз в интервал верхних дыр перфорации (2657 2660 м).

Результаты влагометрии (см. Фиг.1, кривая 1) и барометрии (кривая 2) позволяют здесь говорить лишь о распределении флюидов в стволе работающей скважине. Сопоставление данных термометрии на режиме технологического отбора (кривая 3) и на режиме "предельно малого дебита" (кривая 4) (при котором искусственно создаются условия, критические для выноса жидкости с забоя, но не исключающие самой возможности ее поступления в скважину) с положением геотермограммы (кривая 5) говорит о реальности заколонного перетока флюида в интервале 2633 2656,5 м.

Анализ результатов измерений спектрального электромагнитного сигнала указывает, что переточная аномалия однозначно проявилась при регистрации в частотном диапазоне 60 280 Гц (кривая 6), а также фиксируется на частотах 1000 2000 Гц (кривая 7). Для последнего диапазона более характерно выражена аномалия в интервале 2656,5 2664,5 м, связанная с поступлением отсюда перетекших вод в саму скважину (через перфорационные отверстия). Эффект от каких-либо движений воды в скважине практически не просматривается на частоте 3500 4000 Гц (кривая 8) и исчезает на всех частотах (60 2000 Гц) (кривая 9) после полного прекращения работы скважины.

Экспериментальным путем было также установлено, что использование диапазона 60 280 Гц может быть эффективным и при фиксации межколонного перетока пластовых вод или их смесей, когда циркуляция осуществляется по пространству между обсадной и лифтовой колоннами.

Аномалии электромагнитных сигналов на частотах ниже 60 Гц могут быть связаны с заполнением ствола скважины и с влиянием сплошности металла колонн (муфтовые соединения, смятия и др. дефекты колонн), поэтому в данном способе частоты ниже 60 Гц являются помехой и их регистрация не предусматривается.

Способ осуществляется следующим образом.

1. В эксплуатационную обсаженную газовую, газоконденсатную, газонефтяную или нефтяную скважину спускают прибор, одновременно регистрирующий температуру или(и) амплитуду пассивных акустических шумов и амплитуду нестационарного электромагнитного пола в спектре различных частот, включая 60 280 Гц.

2. Выявляют интервалы, в которых на фоне геометрического распределения температуры на некоторых режимах отбора наблюдаются аномальные изменения градиента температуры или наблюдаются аномалии акустического шума в свою очередь несвязанные с потоком продукции по стволу скважины. По результатам термометрии или пассивной акустики (шумометрии) уточняют места, где происходит приток пластового флюида в ствол скважины, а также интервалы, где возможна заколонная циркуляция флюидов.

3. Определяют в выделенных интервалах амплитуду зарегистрированного электромагнитного поля. По повышенному значению амплитуды электромагнитных колебаний в диапазоне 60 280 Гц (см. фиг.1, кривая 6) выделяют в разрезе скважины места заколонных перетоков воды.

4. Дополнительно оценивают направленность заколонной циркуляции вод следующим образом: амплитуда переточной аномалии с увеличением частоты измеряемого диапазона возрастает в начале интервала перетока и уменьшается в его конце, причем максимальный градиент сигнала на частотах 60 280 Гц указывает на границу конца зоны перетока на место приема перетекающей воды пластом-поглотителем.

В некоторых случаях граница начала перетока воды может быть также уточнена по повышенному градиенту сигнала на частотах 1000 2000 Гц (интервал 2633 2643 м на фиг.1, кривая 7).

Если конец интервала циркуляции воды приходится на какую-либо негерметичность в колонне, на интервал в перфорации колонны или на ее конец, то в этом месте вода должна будет поступать из заколонного пространства в ствол скважины. Поэтому в диапазоне частот 1000 2000 Гц на аномалию электромагнитого сигнала, связанную с перетоком (Фиг.1, кривая 7) накладывается более значительная по амплитуде другая аномалия, вызванная уже притоком воды в ствол скважины (интервал 2656,5 2664,5 м на фиг. 1, кривая 7).

Использование изобретения позволяет повысить надежность определения интервалов заколонных перетоков пластовых вод по результатам скважинных измерений, позволяет оценить характер герметичности заколонного пространства скважины, а в ряде случаев позволяет и установить источник обводнения действующей скважины. Использование заявляемого изобретения также удешевляет стоимость цикла исследований за счет использования более простых в техническом отношении средств измерения.