Совершенствование технологии термогидродинамической визуализации трещин в нефтеносных гранитах

На месторождении Белый Тигр (СРВ) широкое распространение получил эксплуатационный каротаж, при котором по стволу работающей скважины измеряются давление и темпсратура [1]. На фактических температурных профилях, снятых в скважинах фундамента этого месторождения, практически всегда присутствуют аномально высокие (или аномально низкие) значения температуры в местах притока пластового флюида [2]. Так как температура флюида в залежи растет с глубиной, то «сверхвысокую» температуру (существенно превышающую температуру, обусловленную эффектом Джоуля - Томпсона) можно объяснить только быстрым потоком нефти по наклонной трещине снизу вверх. Аномальный отрицательный скачок температуры может быть только тогда, когда в точке притока появилась более холодная нефть с более высоких отметок залежи. Дополнительным подтверждением этому является рост положительных (или отрицательных) скачков температуры притоков с увеличением отбора нефти из скважины [3].

Для интерпретации аномальных термограмм в нефтеносных гранитах в 1995-1997 гг. был разработан метод термогидродинамической визуализации трещин (ТГДВ), не имеющий аналогов. На основе этого метода в 1997 г. была предложена оригинальная технология интерпретации, названая «FRAVIS» [1, 2]. Она включала специальный комплекс программного обеспечения, состоящий из пяти модулей. После доработки в 1999 г. ила новая версия технологии - «FRAVIS-2». В 2001 г. появил-ся модифицированный метод ТГДВ под названием "ThermoHydroChannel» [3]. В 2006 г. закончатся работы по созданию усовершенствованной технологии ТГДВ последнего поколения с условным названием «FRAVIS-6».