Введение: Ключевая роль мониторинга профиля добычи в разработке нефтегазовых месторождений.

Профиль добычи описывает распределение поступления жидкости вдоль каждого продуктивного участка скважины — какие пласты добывают жидкость, в каком количестве, является ли она нефтью или водой, и какое количество газа добывается. Понимание динамических изменений профиля добычи имеет фундаментальное значение для оптимизации режимов добычи, выявления пластов, подверженных заводнению, оценки эффективности стимуляции скважины и разработки планов корректировки. Можно сказать, что мониторинг профиля добычи является одной из важнейших задач в области каротажа добычи.

I. Характеристики и ограничения традиционных методов регистрации производственных данных

Основным инструментом для традиционного тестирования профиля добычи является комплект для каротажа добычи, обычно включающий расходомер (турбинный или электромагнитный), водоудерживающий измеритель, термометр и манометр. Этот прибор опускается в скважину с помощью троса и поднимается или опускается с определенной скоростью в пределах целевого продуктивного участка, собирая данные по различным параметрам по пути.

Фундаментальной характеристикой этого метода является «мобильность измерений». Время нахождения прибора на заданной глубине очень короткое, и каждый участок получает набор чрезвычайно коротких снимков. Для участков со стабильной добычей эти снимки могут предоставить значимую информацию; однако для участков с быстрыми динамическими изменениями — таких как скважины по добыче метана из угольных пластов, где добыча газа колеблется со временем, или нефтяные скважины, где продуктивный пласт постепенно затоплен — один снимок может не отражать истинную ситуацию.

Еще одна особенность традиционных методов — «косвенная оценка». В многослойных скважинах расходомеры измеряют общий расход выше определенной глубины. Для определения вклада каждого слоя необходимо измерить расход выше и ниже каждого слоя, а затем вычислить разницу. Если расстояние между двумя слоями очень мало, прибор может не найти подходящую точку измерения между ними, что приводит к пропуску данных по слоям или увеличению погрешностей.

Кроме того, практической проблемой является адаптация традиционных приборов к горизонтальным скважинам. В горизонтальных участках скважины на прибор влияют гравитация и трение, что может вызывать такие проблемы, как эксцентриситет и прилипание к стенке скважины, влияя на точность измерений расхода и водоудерживающей способности. В скважинах с большим наклоном или длинными горизонтальными участками прибор может даже не суметь плавно достичь целевой точки.

II. Режим непрерывного измерения в распределенной волоконно-оптической системе регистрации данных.

Распределенная волоконно-оптическая каротажная система коренным образом изменила способ получения информации для мониторинга профиля добычи. В качестве примера рассмотрим DTS (распределенное измерение температуры): после прокладки волоконно-оптического кабеля вдоль продуктивного пласта система DTS сканирует весь кабель через фиксированные интервалы времени (настраиваемые от секунд до минут), получая полное распределение температуры на протяжении нескольких километров от устья скважины до забоя за один сеанс измерения. Отсутствует процесс «перемещения», нет задержки по времени, характерной для «поточечного сбора данных», и данные со всех глубин собираются одновременно.

Этот непрерывный режим измерения обеспечивает ряд ключевых технологических преимуществ.

Во-первых, это синхронизация по времени. Данные о температуре со всех точек на разной глубине регистрируются одновременно, что исключает временные отклонения, вызванные движением прибора. Для сценариев динамического мониторинга это означает получение моментальных снимков состояния каждого сегмента в один и тот же момент, что облегчает анализ межслойных помех и динамических изменений.

Во-вторых, это пространственная непрерывность. Каждая точка на оптоволоконном кабеле «работает», что исключает «слепые зоны» в межслойных измерениях, характерные для традиционных методов. Даже если два перфорационных сегмента находятся всего в нескольких метрах друг от друга, оптоволоконный кабель может различать разницу температур между ними, тем самым дифференцируя их вклад.

В-третьих, это долговременная повторяемость. После развертывания оптоволоконный кабель может непрерывно контролироваться в течение дней, месяцев или даже всего срока службы. Нет необходимости многократно запускать и останавливать прибор; стоимость каждого «измерения» практически равна нулю — требуется только одна сессия сбора данных. Это позволяет фиксировать динамическую эволюцию профиля добычи.

В-четвертых, это адаптивность к сложным условиям скважины. Небольшой диаметр и высокая гибкость оптоволоконного кабеля позволяют легко достигать мест в горизонтальных и сильно наклонных скважинах, труднодоступных для традиционных приборов. Процесс прокладки оптоволоконного кабеля является гибким — его можно прокладывать свободно, прикреплять к внешней стороне обсадной трубы, к внешней стороне обсадной трубы или переносить с помощью гибкой обсадной трубы, и выбор способа может зависеть от условий скважины и потребностей мониторинга.

III. Количественное преобразование распределения температуры в стратифицированный вклад

Основная логика мониторинга профиля добычи с помощью DTS заключается в том, что после поступления флюидов из разных участков в скважину, различия в свойствах флюидов (температура, обводненность, газожидкостное соотношение и т. д.) приводят к появлению идентифицируемых температурных характеристик вблизи точки слияния. Анализируя кривую распределения температуры вдоль скважины и комбинируя её с термодинамической моделью флюида, можно определить долю вклада каждого участка.

В практических приложениях анализ профиля добычи с помощью DTS обычно выполняется следующим образом: сначала собираются данные о распределении температуры по всей скважине для выявления температурных аномалий или изменений градиента вблизи каждого перфорационного участка; затем, на основе направления (нагрев или охлаждение) и величины температурных аномалий, предварительно определяется тип добычи и относительная интенсивность каждого участка; наконец, путем объединения модели теплопередачи в скважине и свойств флюида, распределение температуры преобразуется в количественный вклад каждого участка.

Ключевым моментом этого метода является прямая связь величины и характера распределения температурных аномалий с тепловым состоянием флюида. Например, в зоне с высокой производительностью поток жидкости, поступающий в скважину, будет оказывать значительное «вытягивающее» воздействие на температуру окружающей скважины: если температура жидкости в этой зоне выше температуры скважины, температура выше точки входа повысится; наоборот, она понизится. Чем выше объем добычи, тем сильнее «вытягивающее» воздействие на температуру, и тем легче идентифицировать сигнал DTS.

IV. Пример исследования: Количественная оценка доли добычи в 8 перфорированных участках горизонтальной скважины для добычи метана из угольных пластов

Предыстория: Горизонтальная скважина для добычи метана из угольных пластов на Северо-Китайском нефтяном месторождении общей глубиной 719 метров. В скважине была проведена многоступенчатая перфорационная гидроразрывная обработка, в результате чего образовалось 8 участков гидроразрыва. Для понимания вклада каждого участка в добычу было применено долговременное решение для мониторинга с использованием волоконно-оптического кабеля. В продуктивном участке был проложен полупостоянный волоконно-оптический кабель с внешней трубкой, а также долговременная система DTS и волоконно-оптические манометры для непрерывного мониторинга.

После сбора данных специалисты проанализировали распределение температуры вблизи каждого из 8 перфорированных участков. Температурные кривые DTS показали дифференцированные характеристики температурного отклика вблизи разных перфорированных участков — некоторые участки демонстрировали большие температурные аномалии, что указывает на более высокую добычу в этих участках; другие показывали слабые изменения температуры, что указывает на ограниченный вклад или полное отсутствие добычи.

С помощью количественных расчетов была определена доля добычи каждого перфорированного участка. Результаты показали, что среди восьми перфорированных участков доминирующим каналом потока был участок 536-543 метра, на который приходилось 47,1% от общего объема добычи жидкости. Участок 502-506 метров имел самую высокую интенсивность добычи (максимальная добыча на единицу длины). Эти два основных участка в совокупности обеспечили 75,5% от общего объема добычи жидкости. Вклад остальных шести перфорированных участков был относительно ограничен.

В дополнение к анализу профиля добычи, объединенные данные с DTS и волоконно-оптических манометров выявили еще одну важную информацию о скважине: динамический уровень жидкости находился на глубине 281,6 метра, а призабойное давление было значительно выше критического давления десорбции угольного пласта. Это означает, что крупномасштабная десорбция метана угольных пластов еще не началась, и текущая добыча жидкости в основном происходит за счет обратного потока жидкости для гидроразрыва пласта и проникновения воды из водоносного горизонта.

На основании вышеизложенных диагностических выводов специалисты дали целенаправленные рекомендации: провести вторичное гидроразрывное воздействие на неиспользуемых участках для повышения продуктивности пласта.

V. Вспомогательная ценность непрерывного мониторинга для принятия решений о добыче

В приведенном выше случае решение Zhiteng на основе волоконно-оптического каротажа предоставило информацию, которую было трудно получить с помощью традиционных методов. При использовании традиционных методов каротажа в этой горизонтальной скважине для добычи метана из угольных пластов могли возникнуть некоторые трудности: горизонтальный участок был длинным, а диаметр скважины малым, что затрудняло беспрепятственное прохождение традиционных приборов; расстояние между восемью перфорационными секциями было ограниченным, что затрудняло поиск подходящих точек измерения между соседними секциями; и скорость добычи метана из угольных пластов могла колебаться со временем, что делало один снимок недостаточным для отражения долгосрочных характеристик вклада каждой секции.

Распределенное волоконно-оптическое решение продемонстрировало явные преимущества в этих аспектах. Волоконно-оптический кабель был проложен вдоль всего горизонтального участка, не ограниченный диаметром скважины; все перфорационные секции контролировались одновременно, что исключало слепые зоны между слоями; и долгосрочный непрерывный мониторинг мог фиксировать изменения вклада в добычу с течением времени, обеспечивая достаточную поддержку данных для динамического анализа.

Что еще более важно, непрерывный мониторинг обеспечивает более полную информационную основу для принятия решений в процессе добычи. Когда специалисты знают, что два из восьми перфорационных участков обеспечивают более 75% добычи жидкости, они могут сосредоточить ресурсы на оптимизации системы добычи на этих двух участках. Когда же они знают, что оставшиеся шесть участков используются неэффективно, а призабойное давление не достигло условий десорбции, они могут разработать целенаправленные планы вторичной модификации вместо того, чтобы вслепую вносить общие корректировки во все участки.

VI. Влияние технологии прокладки оптоволоконного кабеля на мониторинг профиля добычи

Эффективность мониторинга профиля добычи тесно связана с технологией прокладки оптоволоконного кабеля. В упомянутом выше случае с метаном угольных пластов был применен полупостоянный наружный способ прокладки, при котором оптоволоконный кабель прокладывается вне труб, вблизи зоны добычи. Преимущество этой технологии заключается в том, что оптоволоконный кабель находится на небольшом расстоянии от зоны добычи, что обеспечивает высокую эффективность передачи температурного сигнала и делает ее подходящей для среднесрочного и долгосрочного мониторинга. Недостаток заключается в том, что после прокладки оптоволоконный кабель трудно извлечь, что делает эту технологию подходящей для сценариев с длительными циклами мониторинга и относительно фиксированными местоположениями.

Для краткосрочного тестирования профиля добычи более удобен процесс свободной прокладки — оптоволоконный кабель прокладывается в горизонтальный участок с помощью гибких труб или гусеничного транспортера и извлекается после тестирования без влияния на последующую нормальную добычу. Эта технология широко используется в вертикальных и наклонных скважинах. В горизонтальных скважинах процесс прокладки оптоволоконного кабеля с помощью гусеничного транспортера эффективно решает проблему сложности доставки кабеля. Выбор различных технологий зависит от цели мониторинга, состояния скважины и экономических затрат. При долгосрочном мониторинге приоритет отдается стабильному качеству соединения и непрерывному охвату, что предполагает использование внешней обсадной трубы или труб; при краткосрочном тестировании приоритет отдается гибкости и низкой стоимости, что предполагает использование метода свободного сброса. Независимо от процесса, основная цель состоит в обеспечении достаточного теплообмена между оптическим волокном и скважинной жидкостью для получения высококачественных данных о температуре.

Резюме

Эволюция мониторинга профиля добычи от дискретного режима отбора проб традиционного каротажа до непрерывного режима измерения с помощью распределенного волоконно-оптического каротажа представляет собой четкую траекторию развития технологии каротажа. Основанный на непрерывном измерении температуры по всей длине скважины и в сочетании с инверсией термодинамической модели, волоконно-оптический каротаж позволяет количественно оценить долю вклада флюидов в каждую перфорированную секцию или продуктивный пласт и отслеживать динамические изменения профиля добычи в течение длительного периода. Практическое исследование горизонтальной скважины по добыче метана из угольных пластов демонстрирует, что решение на основе волоконно-оптического каротажа успешно количественно оценило долю вклада стратификации восьми перфорированных секций, идентифицировало основной продуктивный пласт и неиспользуемый пласт, а также предоставило количественную основу для последующих решений по стимуляции. Для инженеров по выбору оборудования и специалистов по техническим закупкам возможность непрерывного измерения, адаптивность к горизонтальным скважинам и долговременная повторяемость, демонстрируемые волоконно-оптическим каротажем при мониторинге профиля добычи, являются ключевыми техническими показателями, которые необходимо учитывать при оценке и выборе решений для каротажа.

О компании Qingdao Zhiteng Microelectronics Co., Ltd.

Компания Qingdao Zhiteng Microelectronics Co., Ltd., основанная в 2002 году, более двух десятилетий активно работает в сфере разведки и бурения нефти и газа. Это ключевое национальное предприятие «малого гиганта», специализирующееся на передовых, современных и инновационных технологиях. Разработанные компанией долговечные и портативные системы DTS поддерживают различные методы прокладки оптических кабелей, включая прокладку без проводников и внешнее соединение труб. Эти системы успешно прошли проверку в многочисленных проектах для таких применений, как мониторинг профиля добычи метана из угольных пластов и диагностика профиля добычи нефти из скважин.