В статье проанализированы развитие современных технологий измерительных систем, предназначенных для регистрации скважинных данных в режиме реального времени, и направления дальнейшего изучения динамики протекающих в скважине и пласте процессов. В частности, особая роль уделена термометрии как наиболее перспективному с этой точки зрения методу промыслово-геофизического контроля. В настоящее время такой инструмент, как распределенные оптоволоконные скважинные температурные и акустические датчики, позволяет осуществлять запись колоссального объема информации с высокой частотой, причем в режиме реального времени. В связи с этим возникает необходимость в разработке специализированного программного обеспечения, позволяющего проводить первичную обработку и интерпретацию данных промыслово-геофизических исследований. Данная потребность способствовала активизации создания программно-методического обеспечения (ПМО) DTS, обеспечивающего решение поставленных задач: портала и интерпретационно-аналитический модуля для анализа данных распределенного термомониторинга. Рассмотрены подходы к концепции данного ПМО, а также показаны решения для типовых случаев. Кроме того, обоснованы и изложены некоторые требования к составу, структуре и принципам функционирования подобного типа программно-аналитических продуктов, даны рекомендации по их практическому использованию при работе с результатами оптоволоконных термических исследований. Реализация представленных подходов способствует увеличению эффективности контроля разработки нефтяных и газовых месторождений: помогает уточнить и адаптировать текущую гидродинамическую модель месторождения, оценить степень и причины снижения продуктивности скважин, выявить места узконаправленных прорывов воды и их интенсивность, а также порты гидроразрыва пласта или интервалы, не включенные в работу. Преимущество предлагаемой концепции интерпретации данных заключается в том, что представленные оптоволоконные технологии в рассматриваемом аспекте одновременно относятся к элементам инструментального цифрового контроля и системам цифровизации процессов геомониторинга, способным обеспечить оптимальное управление работой скважины в процессе долговременной добычи.
Список литературы
1. Опыт применения распределенной оптоволоконной термометрии при мониторинге эксплуатации добывающих скважин в компании «Газпром нефть» / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.С. Каешков, А.В. Буянов // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2017. – № 3(5). – С. 55–64.
2. Рамазанов А.Ш., Садретдинов А.А. Использование симуляторов для количественной интерпретации температурных исследований скважин // Каротажник. – 2014.- Вып. 9. – С. 38–46.
3. Определение сложного многофазного профиля притока в скважине / Schlumberger. Flow Scanner 2019. – https://www.slb.ru/services/wireline/ production_logging/flow_scanner.
4. Изучение сейсмоакустических эффектов в эксплуатационной горизонтальной скважине на основе оптоволоконного кабель-сенсора DAS / А.И. Ипатов, А.В. Андриановский, А.В. Воронкевич [и др.] // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2021. – № 2. – С. 52–59.
5. Spectral Noise Logging Integrated with High-Precision Temperature Logging for a Multi-Well Leak Detection Survey in South Alberta / A. Aslanyan, I. Aslanyan, R. Karantharath [at al.] // SPE-175450-MS. – 2015. – https://doi.org/10.2118/175450-MS
6. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Применение промыслово-геофизического контроля для оптимизации разработки месторождений нефти и газа. Т. II. Роль гидродинамико-геофизического мониторинга в управлении разработкой. – М.: ИКИ, Ижевск, 2020. – 756 с
