Способ определения профиля проницаемости нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтегазовой области, в частности к разработкам залежей тяжелых нефтей и природных битумов. Техническим результатом изобретения является расширение границ его применения и получение возможности проведения количественного определения профиля проницаемости нефтяного пласта вдоль ствола скважины, повышение эффективности использования теплоносителя и уменьшение потерь в оборудовании при разработке месторождений. Для этого на стадии предварительного прогрева нефтяного пласта проводят частичное перекрытие затрубного пространства скважины посредством циркуляции пара, создавая тем самым избыточное давление в стволе скважины. При этом циркуляцию пара внутри скважины осуществляют в объеме, необходимом для частичного поглощения флюида в околоскважинном пространстве. Затем осуществляют остановку процесса циркуляции пара, после чего по всей длине ствола скважины проводят распределенные измерения температуры во времени с момента остановки циркуляции до получения равновесного температурного состояния. На основании полученных распределенных измерений температуры строят модель кондуктивного теплообмена, по которой определяют профиль проницаемости нефтяного пласта. 9 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой области, в частности к разработкам залежей тяжелых нефтей и природных битумов посредством теплового воздействия на нефтяной пласт путем закачки пара в скважину.

Одной из основных проблем тепловых способов разработки (в частности, парогравитационного дренажа) является прорыв пара к добывающей скважине по высокопроницаемым пропласткам. Это приводит к абсолютно неэффективному использованию теплоносителя, возможной потере внутрискважинного оборудования. Для устранения результатов прорыва пара требуются ремонтно-восстановительные работы, что в свою очередь ведет к потере времени и возможной остановке проекта.

Из-за постоянного роста цен на углеводородное сырье и постепенного истощения месторождений с запасами легких нефтей в последнее время все больше внимания уделяется разработке залежей тяжелых нефтей и природных битумов. Среди существующих способов разработки месторождений высоковязких углеводородов (например, шахтный, закачка растворителей и другие) тепловые методы (закачка горячей воды, паротепловая обработка скважин, паротепловое воздействие на пласт и т.д.) выделяются хорошим коэффициентом нефтеотдачи и высокими темпами отбора нефти.

Известен метод гравитационного паротеплового воздействия (SAGD), являющийся в настоящее время одним из наиболее эффективных способов разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов [Butler R.: "Thermal Recovery of Oil and Bitumen", Inc. New-Jersey, 1991], [Butler R., "Horizontal Wells for the Recovery of Oil, Gas and Bitumen", 1994]. Данным методом предусматривается создание в пласте высокотемпературной паровой «камеры» за счет нагнетания пара в верхнюю горизонтальную скважину и добычи нефти из нижней скважины. Несмотря на широкое использование в мировой практике данный способ разработки месторождений требует дальнейшего совершенствования:

- увеличения нефтепарового соотношения,

- контроль за развитием паровой камеры.

Одним из путей повышения эффективности SAGD является контроль и регулирование процесса на основе постоянного мониторинга температуры. Для этой цели в скважины устанавливают распределение системы измерения температуры. Одной из основных проблем тепловых способов разработки (в частности, парогравитационного дренажа) является прорыв пара (горячей воды, парогазовой смеси) к добывающей скважине по высокопроницаемым пропласткам. Это приводит к абсолютно неэффективному использованию теплоносителя, возможной потере внутрискажинного оборудования. Для устранения результатов прорыва пара требуются ремонтно-восстановительные работы, что в свою очередь ведет к потере времени и возможной остановке проекта. Особенно актуальна данная проблема для парогравитационного способа разработки из-за небольших расстояний (5-10 метров) между добывающей и нагнетательной скважинами.

Известен способ использования данных активной термометрии действующих скважин (RU 2194160). Изобретение относится к геофизическим исследованиям действующих скважин и может быть использовано при определении интервалов заколонного движения жидкости. Техническим результатом изобретения является повышение достоверности и однозначности определения движения флюида в скважине и заколонном пространстве. Для этого проводят серии временных замеров температуры с последующим сопоставлением полученных термограмм в процессе работы скважины. Регистрируют термограммы до и после кратковременного локального нагрева обсадной колонны в предполагаемом интервале движения флюида. О характере движения флюида судят по темпу возрастания температуры.

Известен способ определения профиля проницаемости геологических зон (RU 2045082). Сущность способа состоит в том, что в нагнетательной скважине создают импульс давления, а в нескольких измерительных скважинах многократно проводят дифференциальный акустический каротаж и термометрию. При этом для измерения температуры используют центрированные и нецентрированные датчики. По полученным функциональным зависимостям судят о неоднородности по проницаемости системы колонна-цементное кольцо-пласт-скважина, а по показанию термометров определяют направление вектора проницаемости. К недостаткам данного метода относятся:

- возможность только качественной интегральной оценки проницаемости геологических зон;

- необходимость использования дополнительных многократных измерений (акустический каротаж) в нескольких скважинах;

невозможность использования для характеризации горных пород насыщенных высоковязкой нефтью, битумом.

Предложен метод и полуаналитическая модель, которые делают возможным определение профиля проницаемости вдоль горизонтального ствола скважины на начальной стадии парогравитационного дренажа. Полученный профиль проницаемости может использоваться для превентивной изоляции высокопроницаемых пропластков до основной стадии разработки и позволяет избежать прорывов пара к добывающей скважине. Для определения профиля проницаемости по всей длине горизонтального ствола скважины используется профиль температуры, обеспеченный системой распределенного измерения температуры.

Целью метода является приблизительная оценка профиля проницаемости вдоль ствола скважины.

Техническим результатом заявленного способа является расширение границ его применения и получение возможности проведения количественного определения профиля проницаемости нефтяного пласта вдоль ствола скважины, что способствует тем самым повышению эффективности использования теплоносителя и уменьшению потерь в оборудовании при разработке месторождений.

Поставленный технический результат достигается за счет новой последовательности измерений и действий, а также за счет использования соответствующей математической модели процесса.

Преимуществами предложенного способа являются:

- возможность характеризации нефтяного пласта насыщенных высоковязкой нефтью, битумом;

- возможность использования стандартных измерительных инструментов;

- предложенная последовательность действий не нарушает технологическую схему проведения работ тепловых способов разработки.

Предложенный способ требует проведения распределенных измерений температуры по всей длине интересующего участка во время стадии предварительного прогрева. Во время этой фазы разработки (Фиг.1) между скважинами устанавливается гидродинамическая связь путем прогрева межскважинного пространства. В стандартной технологии парогравитационного способа разработки данный эффект достигается за счет кондуктивного прогрева пласта во время циркуляции пара (стадия предпрогрева) в обоих горизонтальных скважинах Заявленный способ определения профиля проницаемости нефтяного пласта предполагает проведение дополнительной операции: во время стадии предпрогрева следует частично перекрыть затрубное пространство, тем самым создав избыточное давление в стволе скажины. Благодаря такой репрессии пар будет стремиться уйти, по мере возможности, в пласт. Количество пара, проникшее в нефтенасыщенные толщины (и соответсвенно количество тепла), будет зависеть от локального значения проницаемости пласта (Фиг.2). Как видно из данной фигуры, температурный сигнал, полученный после остановки циркуляции пара, будет выделять высокопроницаемые участки пласта. Более того, скорость восстановления температуры будет зависеть от значения проницаемости локального участка. Таким образом, результаты измерения температуры (обеспеченной распределенной системой измерения) после остановки циркуляции пара могут быть использованы для оценки профиля проницаемости вдоль ствола скважины.

Изобретение поясняется чертежами, где

на фиг.1 изображена стадия предварительного прогрева нефтяного пласта;

на фиг.2 показан график распределения значений температуры (°С) по всей длине ствола скважины;

на фиг.3 приведена схема фронтального вытеснения нефти паром;

на фиг.4 показан пример определения профиля проницаемости на основании замеров восстановления температуры.

Осуществление способа определения проницаемости нефтяного пласта происходит следующим образом:

Проводят предварительный прогрев нефтяного пласта, при этом на стадии предварительного прогрева нефтяного пласта частично перекрывают затрубное пространство, тем самым создавая избыточное давление в стволе скважины, далее осуществляют циркуляцию пара, проводя при этом прогрев нефтяного пласта во время циркуляции пара в объеме, необходимом для частичного поглощения пара в околоскважинном пространстве, после чего производят остановку процесса циркуляции пара, по всей длине ствола скважины проводят распределенные измерения температуры во времени с момента остановки циркуляции до получения равновесного температурного состояния, на основании полученных распределенных измерений температуры строят модель кондуктивного теплообмена без учета фазовых переходов, по которой определяют профиль проницаемости нефтяного пласта.

Для решения обратной задачи в предлагаемом способе используют аналитическую модель, удовлетворяющую следующим свойствам и с указанными граничными условиями:

- Модель одномерная, фронтальная, цилиндрическая, симметричная.

- В первоначальном состоянии поровое пространство полностью насыщенно нефтью/битумом.

- В процессе закачки пара в пласт, следующие зоны формируются (Фиг.3): пар (3), горячая вода и горячая нефть (2), холодная нефть (1), где

P_w - давление пара в скважине;

Р_b - давление на внешней границе;

Р_о - пластовое давление;

r_b - радиус внешней границы;

T_inj - температура циркулируемого пара.

- Граница водонефтяного фронта определяется как граница между зонами, заполненными флюидами со значительной разницей в вязкости (холодная высоковязкая нефть с вязкостью µ₀ и пар, вода и разогретый пластовый флюид со средней вязкостью µ₁).

Граница водонефтяного фронта может быть найдена согласно:

где

r_o - радиус границы между нефтью и паром;

r_w - радиус скважины;

q* - эффективная скорость закачки теплоносителя t_c;

c_q - коэффициент.

Значение параметра (с_q≈0.5÷1.5) может быть оценено по результатам численного моделирования /полевых экспериментов, для того чтобы учесть следующие моменты, которые трудно принять во внимание при построении полностью аналитической модели:

- температура и вязкость нефти вблизи водонефтяного фронта отличается от пластовых значений.

- в реальности нет четкой границы водонефтяного фронта (присутствует переходная зона водонефтяной смеси).

Таким образом, радиус водонефтяного фронта определяется следующими параметрами:

- проницаемостью пласта (k);

- репрессией на пласт (ΔР), ΔР=Р_w-Р_о;

- значением вязкости нефти в пластовых условиях (µ₀).

Граница пароводяного фронта определяется балансовыми уравнениями энергии и массы и может быть найдена согласно

r_s(t=0)=r_w.

r_s - радиус границы между паром и водой;

р_w - плотность воды при пластовых условиях;

где массовая скорость конденсации пара

,

максимальная скорость конденсации , плотность воды ρ_w, ϕ - это пористость пласта, λ_fw - теплопроводность коллектора, насыщенного водой, с_w - теплоемкость воды, с_s - теплоемкость пара, а - температуропроводность пласта, L - теплота парообразования, t_c - продолжительностью закачки, T_c - температура конденсации пара,

c_Т - коэффициент (c_T=1…3), зависящий от перепада давления ΔР и проницаемости пласта, µ - вязкость пласта.

Температурный профиль на этапе закачки пара выглядит следующим образом:

,

где Т₀ - первоначальная пластовая температура;

Т_c - температура конденсации при пластовом давлении;

r - радиус рассматриваемой зоны пласта;

r_Т - радиус прогретой зоны пласта;

ν - степенной показатель роста температуры, ν>0.

После остановки циркуляции пара в скважине в период, когда проводятся температурные замеры по всему стволу, измененные поля давления и температуры в призабойной зоне скважины стремятся вернуться к первоначальному невозмущенному состоянию. При этом пар будет конденсироваться и в конечном итоге поровое пространство в призабойной зоне будет заполнено сконденсировавшейся водой и нефтью. Однако сразу после остановки скважины в призабойной зоне будут происходить довольно сложные процессы фазовых переходов.

Так как Р-Т условия (давление и температура) в пароводяной зоне на момент прекращения циркуляции близки к точке конденсации пара, и конденсация пара, и испарение воды могут иметь место. Какой именно процесс начнется первым зависит от скоростей падения температуры и давления. Если падение давления будет значительнее по сравнению с падением температуры, в призабойной зоне будет происходить испарение воды, и наоборот. Согласно проведенным расчетам при моделировании на первом этапе преобладает падение давления вокруг скважины и соответственно процесс испарения воды будет иметь место. После этого начинается процесс конденсации пара. Так как в конечном итоге весь пар должен сконденсироваться и предполагая, что потери тепла незначительны, закон сохранения энергии позволяет считать, что для достаточных времен после остановки циркуляции пара зарегистрированная в скважине температура может быть описана простой моделью кондуктивного теплообмена, которая не учитывает фазовые переходы.

Таким образом, восстановление температуры после остановки циркуляции пара может быть описано простой моделью кондуктивного теплообмена, которая не учитывает фазовые переходы.

Пример определения профиля проницаемости на основании замеров восстановления температуры приведен ниже и также показан на Фиг.4.

Пример реализации предложенного метода:

для следующих геолого-физических параметров пласта и пластового флюида:

Вязкость нефти µ₀=6 Па·с;

Проницаемость пласта (оцененная другим способом) k=1000 мД=1 мкм²;

Пористость ϕ=0.3 (30%);

Радиус внешней границы (дренирования) r_b=100 м.

Пластовое давление Р₀=30 бар.

Пластовая температура Т₀=18 °С.

Теплопроводность формации Kf=1.83 Вт/м K

Теплоемкость формации cf=710 Дж/кг К

Плотность формации rof=2700 кг/м³

и следующих эксплуатационных параметров и свойств теплоносителя:

Температура закачки пара (в данном случае используется насыщенный пар) Т_inj=Т_c=295°С

Плотности пара ros=55.4771 кг/м³

Плотность воды при температуре закачки row=687 kg/m3

Теплоемкость пара cs=5647 Дж/кг К

Теплоемкость воды cw=5609 Дж/кг К

Внутренняя теплота парообразования L=1.4406 Дж/кг К

Давление пара в скважине (в процессе циркуляции) Р_w=80 бар

Радиус скважины r_w=0.10955 м.

Время работы скажины в состоянии препрогрева (циркуляции пара) t_c=5 суток.

Время выстойки (во время которого производился замер температуры ни забое скажины) t_st=3 суток.

Подгоночные параметры определялись экспериментальным путем для данного месторождения

Cq=0.95;

С_Т=2.48.

За время выстойки (3 суток) в стволе скважины было зафиксировано следующее восстановление температуры (Рис.а)

Пример расчета

Проницаемость пласта определяется минимизацией функции среднеквадратичного отклонения рассчитанной температуры восстановленения от замеренной. Минимизация может выполнятся любым известным методом (напримерметодом золотого сечения).

Для примера представлены расчеты для следующих значений проницаемостей

А) (1909 mD=0.000000000001909830056250525 м²)

Репрессия на пласт ΔР=P_w-P₀=5000000 Па;

Температуропроводность пласта

a=Kf/(cf*rof)=0.00000095461658841940536.

Граница водонефтяного фронта

Граница пароводяного фронта определяется из системы:

r_s(t=0)=r_w

Где максимальная скорость увеличения сконденсировавшейся воды в пласте определяется как

А массовая скорость конденсации пара на этапе предпрогрева вычисляется исходя из баланса энергии на фронте конденсации:

Решая систему дифференциальных уравнений (1) (методом Рунге-Кутта) получаем

r_s=0.31996817554052531 м

Профиль температуры в пласте на момент остановки циркуляции пара определяется согласно

где

и степенной параметр

Профиль температуры в пласте на момент остановки циркуляции пара представлен на (Рис.b).

Тогда температура восстановления в скважине определяется традиционной формулой:

На (Рис.с) представлены замеренное восстановление температуры в скважине и рассчитанная температура восстановления.

В) (1106.8 mD=0.0000000000011068 м²)

Граница водонефтяного фронта

Граница пароводяного фронта

г_s=0.12186072232971294 м.

Граница невозмущенного поля температуры

Профиль температуры в пласте на момент остановки циркуляции пара представлен на (Рис.d).

На (Рис.f) представлены замеренное восстановление температуры в скважине и рассчитанная температура восстановления.

Таким образом, предлагаемый способ определения проницаемости нефтяного пласта делает возможным количественное определение профиля проницаемости вдоль ствола скважины на начальной стадии парогравитационного дренажа или другого теплового способа разработки. Полученный профиль проницаемости может использоваться для превентивной изоляции высокопроницаемых пропластков до основной стадии разработки и позволяет избежать прорывов пара к добывающей скважине. Для определения профиля проницаемости по всей длине ствола скважины используются замеры нестационарного поля температуры, обеспеченные системой распределенного измерения температуры.

Способ определения профиля проницаемости нефтяного пласта, при котором на стадии предварительного прогрева нефтяного пласта посредством циркуляции пара внутри скважины проводят частичное перекрытие затрубного пространства скважины, тем самым создавая избыточное давление в стволе скважины, циркуляцию пара внутри скважины осуществляют в объеме, необходимом для частичного поглощения пара в околоскважинном пространстве, после остановки процесса циркуляции пара по всей длине ствола скважины проводят распределенные измерения температуры во времени с момента остановки циркуляции до получения равновесного температурного состояния, на основании полученных распределенных измерений температуры строят модель кондуктивного теплообмена, по которой определяют профиль проницаемости нефтяного пласта.