Многопластовые карбонатные коллектора характеризуются наличием гидродинами­чески изолированных объектов, значения пластового давления в которых в процессе эксплуатации могут различаться. Это часто приводит к возникновению заколонных и внутриколонных перетоков. Определение давления в многопластовых коллекторах проводится с помощью спускаемого на кабеле прибора-пластоиспытателя до про­ведения перфорации и начала эксплуатации скважины. Контроль давления в каждом отдельном пропластке многопластового коллектора после ввода скважины в экс­плуатацию представляет определенные трудности.

В исследуемой скважине, оборудованной для одновременно-раздельной эксплуата­ции многопластового коллектора, добыча нефти велась по двум колоннам НКТ – из пласта А по короткой колонне НКТ, а из пласта С по длинной колонне НКТ. Началь­ное пластовое давление в пласте А состав­ляло 290 атм. Недропользователь поставил задачу определить текущее пластовое дав­ление в пласте С с помощью сервиса «Пла­стовое давление» без остановки скважины и сравнить полученные результаты с данными кабельного пластоиспытателя, по которым давление в пласте С было на 55 атм ниже значения начального пластового давления.

Недропользователем было принято реше­ние использовать сервис «Пластовое давле­ние», разработанный в TGT, для определения профиля пластового давления. Информация о параметрах пласта за эксплуатационной колонной была получена с помощью диа­гностической системы «Истинный поток» на основе платформы Chorus.

Сервис «Пластовое Давление» предполагает исследование скважины на трех режимах работы. Мощность акустического сигнала, вызванного движением пластового флюида по коллектору, зависит от величины пере­пада давления и, следовательно, содержит информацию о пластовом давлении.

Ана­лиз акустических данных, записанных на трех режимах работы скважины, позволил рассчитать пластовое давление в каждом пропластке методом численного модели­рования в программном комплексе Maxim. Исследования проводились через год после начала эксплуатации скважины. Гидродина­мические исследования были использованы для определения оптимального времени регистрации данных с помощью платформы Chorus на каждом режиме притока.

Исследования были выполнены на трех различных режимах добычи скважины, при этом только в длинной колонне НКТ, через которую поступает нефть из пласта С, изме­няли режим притока. Диагностика скважины с применением платформы Chorus показала два основных работающих объекта: пласт А и С. Мощность акустического сигнала в пла­сте А была постоянной, т.к. режим изменялся только в длинной колонне НКТ, что подтвер­дило отсутствие сообщения между пластами А и С. Численное моделирование в системе Maxim позволило успешно адаптировать зарегистрированные значения забойных давлений и мощности акустического сигнала на трех режимах притока.

Текущее давление (Pe) в пласте С оказалось приблизительно на 2,7 атм ниже пластового давления, которое было определено по дан­ным кабельного пластоиспытателя показаны точками А и В. Поскольку давление в пласте со временем снижается, то для объективно­го сравнения значений текущего пластового давления Pe и давления, определенного по данным кабельного пластоиспытателя (точки А и В) возникла необходимость произвести пересчет текущего пластового давления на начальное с учетом истории добычи с пласта С (обозначено Pi*). Пересчет подтвер­дил хорошее соответствие между значени­ями кабельного пластоиспытателя (точки А и В) и Pi* (пунктирная прямая), разница составила менее 0,4 атм.