Способ определения перетоков пластовых жидкостей в добывающей скважине

 

1. СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЕРЕТОКОВ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ В ДОБЫВАКЩЕЙ СКВАЖИНЕ, включающий отбор проб жидкости из каждого пласта в опорных скважинах, отбор пробы из добывающей скважины, анализ проб на содержание контролируемых признаков жидкости и сопоставление результатов анализа проб, отличающийся тем что, с целью повышения точности определения перетоков при наличии в добывающей скважине неперфорированных пластов , изменяют депрессию в дебывающей скважине, при этом пробу отбирают каждый раз после установления нового режима работы добывающей скваS жины. 2. Способ по п. 1, отли (Л чающийся тем, что, с целью определения относительных притоков жидкости из и пластов, включая неперфорированные, при анализе проб определяют h -1 контролируемьк признаков жидкости.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (19) (1!)

Е 2 7/10 (5114 1 В 4

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ ф АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

/ (21) 3761648/22-03 (22) 28.06.84 (46) 23,12.85. Бюл. М 47 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики (72) В.М. Арбузов (53) 550.83(088.8) (56) Гаджи-Касумов А.С., Карцев А.А.

Газонефтепромысловая геохимия.—

М.: Недра, 1975.

Руководство по технологически процессам контроля за добычей неф-. ти из совместно эксплуатируемых пластов по,цанным анализа проб на содержание ванадия или кобальта.

РД-39-1-515-81. ИНП СССР, 1981.

Авторское свидетельство СССР

У 715781, кл. Е 21 В 47/00, 1979. (54)(57) 1. СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

ПЕРЕТОКОВ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ

В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ, включающий отбор проб жидкости из каждого пласта в опорных скважинах, отбор пробы из добывающей скважины, анализ проб на содержание контролируемых признаков жидкости и сопоставление результатов анализа проб, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения перетоков при наличии в добывающей скважине неперфорированных пластов, изменяют депрессию в добывающей скважине, при этом пробу отбирают каждый раз после установления нового режима работы добывающей скважины.

2. Способ по п. 1, о т л и— ч а ю щ и й с я тем, что, с целью определения относительных притоков жидкости из н пластов, включая неперфорированные, при анализе проб определяют И -1 контролируемых признаков жидкости.

1199923 2 где

hg; h

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при контроле разработки многопластовых нефтяных месторождений, 5

Цель изобретения — повышение точности определения перетоков при наличии в добывающей скважине неперфорированных пластов, а также определение относительных пере- 10 токов жидкости при наличии в скважине нескольких перфорированных и неперфорированных пластов.

Суть способа состоит в том, что ,предварительно отбирают пробы жид- 15 кости из каждого пласта в опорных скважинах, проводят анализ проб на содержание контролируемых признаков, затем отбирают и анализируют пробу из добывающей скважины, изменяют 20 депрессию в добывающей скважийе и после установления нового режима среднее значение j -ro признака для -го пласта относительный приток жидкости из 1 -ro пласта (g;=1) и 35 значение j -го признака по данным анализа пробы из исследуемой скважины. где Ь и a$; — соответственно общий и частный определители системы уравнений.

Использование в качестве признака перетока изменения характеристики жидкости при изменении режима работы исследуемой скважины основывается на следующем. 50

Пусть в исследуемой скважине находятся, кроме перфорированного, и неперфорированного пласты, из которых жидкость в результате перетока может поступать в скважину, В таком случае все пласты имеют гидродинамическую связь со скважиной. Каждый из отрезков пласт-скважина работы скважины вновь отбирают и анализируют пробы. После этого сравнивают результаты анализа проб, полученные при разных режимах, с результатами анализа проб из опорных скважин. Изменение значения признака для разных режимов указывает на наличие перетоков вне зависимости от количества неперфорированных пластов. Определение источников перетока жидкости из числа неперфорированных пластов достигается тем, что для жидкости каждого из

И пластов (включая перфорированный в исследуемой скважине) определяется и -1 признаков, контрастно и однозначно изменяющихся между пластами, и источники перетока определяют по относительным притокам жидкостей, величины которых находятся решением системы линейных уравнений можно представить в виде трубки тока жидкости. С одного конца все трубки соединены между собой и находятся под одинаковым давлением, определяемым давлением в скважине.

Давления на других концах трубок являются пластовыми, которые, как правило, неодинаковы, Приток жидкости в скважину по каждой трубке определяется разностью давлений на ее концах и гидравлическим сопротивлением. Соотношение относительных притоков жидкости между трубками сохраняется, если давления на концах трубок (пластовые и в скважине) постоянны. Изменение давления в скважине (увеличение или уменьшение депрессии в скважине путем соответственно увеличения или уменьшения ее дебита) приводит к перераспределению относительных притоков жидкости. Последнее отражается на значении признаков.в пробе жидкости, отбираемой на устье исследуемой скважины. Если при разных режимах работы скважины жидкость в нее поступает только из одного пласта, то изменение режима приводит лишь к измене 1199923 4

С устья добывающей скважины при установившемся режиме ее работы отбирается проба жидкости.

Проба жидкости анализируется по и -1 признакам.

Результаты анализа пробы из добывающей скважины сравниваются с опорными значениями. В случае совпадения значений с опорными значения10 ми одного из неперфорированных пластов или с опорными значениями перфорированного пласта делается вывод соответственно о существовании перетока и его источнике или об отсут15 ствии перетока. Исследования на, этом прекращаются. При получении промежуточных значений признаков по анализу пробы из добывающей скважины исследования продолжаются.

20 Изменяется режим работы добывающей скважины (уменьшается или увеличи- вается депрессия в скважине путем со-. ответственного уменьшения или увеличения суммарного отбора жидкостей из скважины). Этим достигается перераспределение притоков жидкости из перфорированного и неперфорированных пластов, если последние являются источниками перетоков. нию притока жидкости из этого пласта, но характеристика жидкости остается неизменной. Является ли в таком случае источником перфорированный пласт (отсутствие перетока) или неперфорированный (наличие перетока), это однозначно определяется путем сравнения полученных значений характеристик жидкости из исследуемой скважины с опорными значениями для каждого пласта.

Использование приведенной системы уравнений для определения относительных притоков жидкостей основано на том, что выбираемые контролируемые признаки подчиняются принципу аддитивности,т.е. значение каждого признака для смеси жидкостей равно сумме их средневзвешенных значений.

Способ осуществляют путем выпол. нения следующих операций.

На площади, где расположена добывающая скважина, для каждого из пластов, в том числе и для перфори- . 25 рованного в добывающей скважине, выбираются опорные скважины., в кото- рых перфорирован только один пласт и перетоки жидкости в которых между перфорированным и неперфорированными пластами исключены.

На устье каждой скважины отби-рается по одной пробе жидкости (нефти или воды, в зависимости от решаемой задачи).

Производится анализ проб на

35 несколько признаков.

По данным анализа выбираются в качестве контролируемых признаков такие характеристики жидкости, которые однозначно и контрастно изменяются между пластами. Общее количество выбранных признаков должно быть равным 11 -1, где И вЂ” число всех пластов, возможных источников поступления жидкости в скважину, включая перфорированный в добывающей скважине пласт. В качестве контролируемых признаков жидкости могут использоваться различные их физико54 хщкические свойства, например, плотнОсть, оптические свойства, парамагнетизм, элементный состав и др.

Для каждого. пласта определяются по нескольким опорным скважинам средние значения каждого из И - 1 признаков, рассматриваемых в дальнейшем в качестве опорных значений.

С устья добывающей сквиы при установившемся новом режиме ее работы отбирается вторая проба жидкости.

Производится анализ пробы жидкости по И -1 признакам.

Полученные результаты анализов первого и второго отборов сравниваются между собой и с опорными значениями, на основании чего делается заключение о наличии перетока.

При этом для рассматриваемого случая (промежуточных значений признаков) возможны следующие ситуации.

Результаты анализа проб первого и второго отборов совпадают. Делается вывод об отсутствии перетока в скважину; Промежуточные значения признаков обусловлены локальным изменением жидкости из перфорированного пласта, которое не связано с перетоком.

Результаты анализа проб первого и второго отборов значимо различают".. ся. Делается вывод о наличии перетока жидкости, как минимум из одного неперфорированного пласта.. Если в. исследуемой скважине находится

Составитель И.Карбачинская

Техред А,Бабинец Корректор Л.Патай

Редактор .Н. Бобкова

Тираж 539 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035,. Иосква, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Заказ 7840/36

Филиал ППП "Патент", г, Ужгород, ул. Проектная, 4

5 1 один неперфорированный пласт, то он же является источником перетока.

Если в скважине имеются несколько неперфорированных пластов, которые могут быть источниками перетока, то для определения последних оцениваются относительные притоки жидкос" ти для каждого из пластов путем составления и решение приведенной системы линейных уравнений.

Использование изобретения может быть эффективным на многопластовых месторождениях с раздельной или с частично раздельной эксплуатацией ,пластов. Достаточно точное и производительное определение свойств плас199923 4 товых жидкостей (нефтей или вод), выбираемых в качестве контролирующих признаков, может осуществляться с применением атомно-абсорбционного, нейтронно-активационного, рентгенорадиометрического, ЭПР-спектроскопии, оптических и других методов, Этн методы могут использоваться раздельно или совместно в зависимости от

10 количества пластов в разрезе добывающей скважины и контрастности различия пластовых жидкостей. Требуемый объем пробы для анализа не превышает 3 см . Производительность

9 анализа составляет 20-40 проб за 7ч.