СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГРАНИЦ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА В ИНТЕРВАЛЕ ПЕРФОРАЦИИ ПЛАСТА-КОЛЛЕКТОРА
METHOD FOR DETERMINING BOUNDARIES OF FLOW PROFILE WITHIN RESERVOIR BED PERFORATION

Предлагаемое изобретение относится к области геофизики, в частности геофизическим методам исследования скважин, и может быть использовано при контроле за разработкой месторождений углеводородов, включающем определение границ профиля притока в интервале перфорации пласта-коллектора.
Известен способ определения профиля притока, основанный на применении механической расходометрии [1]. Основным недостатком этого метода является слабая информативность механических расходометров для изучения небольших притоков при многофазном притоке и механических примесей в нем.
Известен также способ определения профиля притока с помощью термокондуктивной расходометрии [2]. Недостатки этого метода связаны с сильной зависимостью показаний от состава флюидов, направления их движения, температуры среды и недостаточной чувствительностью в области высоких скоростей потока.
Наиболее близким к предлагаемому методу является способ [3], основанный на регистрации акустических сигналов в интервале пласта ортогонально расположенными датчиками с последующим определением величины отношения сигналов с этих датчиков и построением графиков.
Недостатком вышеупомянутого способа является то, что измерения каждым датчиком происходят не одновременно, то есть возможно появление и исчезновение в разное время на каждом из датчиков аномалий акустических сигналов, вызванных особенностью пульсационного режима движения жидкости в интервале перфорации и не связанных с границами профиля притока. При этом интерпретация такой информации затруднена, особенно при вращении скважинного прибора.
В то же время предложенный способ позволяет одновременно проводить измерения и вычислять модуль сигнала с обоих датчиков, что обеспечивает определение границ профиля притока в интервале перфорации пласта-коллектора при большой турбулентности притока и вращении скважинного прибора вокруг своей оси.
Целью предлагаемого изобретения является повышение достоверности определения границ профиля притока в интервале перфорации пласта-коллектора и оценка устойчивости его границ.
От известных способов определения границ профиля притока в интервале перфорации пласта-коллектора предлагаемый способ отличается тем, что измерения проводятся одновременно двумя датчиками не менее двух раз, диаграммы направленности которых в плоскости, перпендикулярной к оси скважинного прибора, расположены под углом 90°, при этом каждый раз вычисляется модуль сигналов, равный корню квадратному из суммы квадратов сигналов обоих датчиков, и при установлении границ аномальных значений модуля по отношению к фоновым значениям модуля акустических сигналов, за пределами интервала перфорации, определяются границы интервала профиля притока, совпадающие с границами вычисленных аномальных значений модуля сигналов, а при повторных измерениях - устойчивость границ интервалов во времени.
Когда возникает процесс дегазации нефтяного пласта и фильтрационный поток становится неустойчивым, с пульсациями скорости и давления, это соответствует переходу числа Рейнольдса через критическое значение. При числах Рейнольдса, превышающих критические значения, движение жидкости приобретает сложный характер с разными масштабами турбулентности. По мере возрастания числа Рейнольдса сначала появляются крупномасштабные пульсации с наибольшими амплитудами, затем их масштаб уменьшается. Мелкомасштабные пульсации, соответствующие большим частотам, имеют значительно меньшие амплитуды. Эти характеристики турбулентного потока с разной пульсацией раскрывают один из механизмов генерации акустических колебаний среды.
В условиях неориентированного положения датчиков с известной диаграммой направленности вычисление модуля акустических сигналов (корня квадратного из суммы квадратов сигналов обоих датчиков) позволяет исключить влияние вращения скважинного прибора на его показания в интервале перфорации пласта-коллектора. Одновременное измерение модуля сигналов (уменьшение или увеличение) с двух датчиков четко отличает глубины границ профиля притока, а повторные измерения устанавливают устойчивость этих границ.
Способ осуществляется следующим образом.
В скважине размещают приемник акустических сигналов: скважинный прибор с двумя датчиками. Измерения на заданной глубине производят в течение определенного интервала времени, после чего приемник акустических сигналов перемещают вверх или вниз по стволу скважины с шагом измерений 0,5 или 1 м. Затем проводят повторный замер в тех же точках исследуемого интервала. Для определения границ профиля притока жидкости вычисляют модуль акустических сигналов, равный корню квадратному из суммы квадратов сигналов обоих датчиков. При установлении границ аномальных значений модуля по отношению к фоновым значениям акустических сигналов за пределами интервала перфорации определяются границы профиля притока, совпадающие с границами вычисленных аномальных значений модуля сигналов, а при повторных измерениях - устойчивость границ интервалов во времени. Распределение по глубине модулей сигналов представляется в виде графиков, по которым и определяют границы профиля притока в интервале перфорации пласта-коллектора.
На фиг.1 приведены графики модулей акустических сигналов при первичном (1) (сплошная линия 1) и повторном (2) (пунктирная линия 2) замерах, полученные в скважине Барсуковского нефтяного месторождения (Западная Сибирь, ЯНАО). Нефтенасыщенные пласты (а), вскрытые перфорацией (б), выделяются несколькими аномалиями модуля акустических сигналов Н, равного корню квадратному из суммы квадратов двух датчиков в интервале глубин 1744-1755, находящемся внутри в пределах зоны перфорации 1740-1760 м.
Из-за пульсаций потока жидкости в интервале перфорации при повторном замере могут появиться новые локальные аномалии (3) или исчезнуть ранее выявленные (4). Границы выявленного профиля притока по первичным и повторном замерах находятся на одних и тех же глубинах (1755 и 1744 м), то есть наблюдается устойчивость их положения во времени.
Источники информации
1. Итерберг С.С., Дахкильгов Т.Д. Геофизические исследования в скважинах. М., Недра, 1982 г., с.294-295.
2. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. М., 2001, с.207-208.
3. Патент РФ №2304211, кл. Е21В 28/00, G01V 1/40, Опубликован в Бюл. 22, 2007 г. - прототип.