Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства



Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства
Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства
Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства
Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства
Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства

 


Владельцы патента RU 2460878:

Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL)

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых скважин. В соответствии со способом определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства после длительной работы скважины с постоянным дебитом в течение времени, достаточного для обеспечения минимального влияния продолжительности добычи на скорость последующего изменения температуры флюидов, поступающих из продуктивных пластов в скважину, изменяют дебит скважины. Измеряют давление на забое в скважине до и после изменения дебита. Для каждого пласта измеряют температуру притока флюидов, поступающих в скважину. Строят графики зависимости от времени температуры притока флюидов и производной от температуры притока по логарифму времени, прошедшего после изменения дебита. Из графиков зависимости производной от температуры по логарифму времени определяют времена, когда производная температуры выходит на постоянное значение, и рассчитывают относительные дебиты пластов по приведенному математическому выражению. Из графиков зависимости от времени температуры притока флюидов определяют изменение температуры притоков к этому времени и рассчитывают величины скин-факторов пластов по приведенному математическому выражению. 4 ил.

 

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых залежей.

Известен способ определения относительного дебита продуктивных пластов по квазистационарным температурам потока, измеренным вдоль ствола скважины, описанный, например, в работе Череменский Г.А. Прикладная геотермия, Недра, 1977, стр.181. К недостаткам этого способа следует отнести малую точность определения относительного дебита пластов, обусловленную предположением о постоянной величине эффекта Джоуля-Томсона для различных пластов. На самом деле он зависит от величины пластовых давлений и от удельных дебитов пластов.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение точности определения параметров скважины (профиль притока, значения скин-факторов отдельных продуктивных пластов).

Заявленный технический результат достигается тем, что после длительной работы скважины с постоянным дебитом в течение времени, достаточного для обеспечения минимального влияния продолжительности добычи на скорость последующего изменения температуры флюидов, поступающих из продуктивных пластов в скважину, изменяют дебит скважины, измеряют давление на забое в скважине до и после изменения дебита и для каждого пласта измеряют температуру притока флюидов, поступающих в скважину. Строят графики зависимости от времени температуры притока флюидов и производной от температуры притока по логарифму времени, прошедшего после изменения дебита. Из графиков зависимости производной от температуры по логарифму времени определяют время, когда производная температуры выходит на постоянное значение, и рассчитывают относительные дебиты пластов по формуле:

где Yi+1 - относительный дебит (i+1)-го пласта, i=1, 2,…, h1 - мощность первого пласта, td,1 - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из первого пласта по логарифму времени, hi - мощность i-го пласта, td,i - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из i-го пласта по логарифму времени, hi+1 - мощность (i+1)-го пласта, td,i+1 - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из (i+1)-го пласта по логарифму времени. Из графиков зависимости от времени температуры притока флюидов определяют изменение температуры притоков к этому времени и рассчитывают величины скин-факторов si (i=l,2,..) пластов по формуле

где si - скин-фактор i-го пласта, ,

θ=ln(re/rw), re - радиус внешней границы пласта, rw - радиус скважины, θd=ln(rd/rw), rd - внешний радиус околоскважинной зоны, который определяется длиной перфорационных каналов, с - безразмерный коэффициент, ε0 - коэффициент Джоуля-Томсона флюида, Р(1) и Р(2) - давление на забое в скважине до и после изменения дебита, ΔTd,i - изменение температуры притока из i-го пласта к времени td,i, когда производная температуры притока выходит на постоянное значение.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 показано влияние продолжительности добычи на скорость изменения температуры после изменения дебита скважины; на фиг.2 показано изменение производной температуры притока флюидов из различных продуктивных пластов по логарифму времени, прошедшего после изменения дебита скважины, и отмечены времена td,1 и td,2, когда данная величина выходит на постоянные значения (по этим величинам рассчитываются относительные дебиты пластов); на фиг.3 приведены зависимости температуры притока от времени и показано определение изменений температур притока ΔTd,1 и ΔТd,2 (к временам td,1 и td,2), по которым рассчитываются скин-факторы пластов для модели двухпластовой скважины; на фиг.4 для рассматриваемого примера приведена зависимость забойного давления от времени, прошедшего после изменения дебита скважины.

Предлагаемый в изобретении способ обработки результатов измерений основан на упрощенной модели процессов тепло- и массопереноса в продуктивном пласте и скважине. Рассмотрим результаты использования этой модели для обработки результатов измерения температуры Tin,i(t) флюидов, поступающих в скважину из двух продуктивных пластов.

В приближении быстрого установления давления в продуктивных пластах, скорость изменения температуры флюида, втекающего в скважину после изменения дебита, описывается формулой:

где ε0 - коэффициент Джоуля-Томсона флюида, Рe - пластовое давление, P(1) и Р(2) - давление на забое в скважине до и после изменения дебита, s - скин-фактор пласта, θ=ln(re/rw), re - радиус дренажа (внешней границы пласта), rw - радиус скважины, t - время, отсчитываемое с момента изменения дебита скважины, tp - продолжительность добычи при давлении на забое скважины Р(1),

- относительная проницаемость околоскважинной зоны,

θd=ln(rd/rw), rd - внешний радиус околоскважинной зоны с измененной проницаемостью и профилем потока флюида по сравнению со свойствами пласта вдали от скважины, который определяется совокупностью факторов, таких как свойства перфорационных отверстий, распределением проницаемости в поврежденной зоне вокруг скважины и неполнотой вскрытия, td(1)=t(1)·D и td(2)=t(2)·D, D=(rd/rw)2-1 - безразмерный параметр, характеризующий размер околоскважинной зоны,

- характерные времена, определяемые удельными дебитами q(1) и q(2) - до и после изменения дебита, , Q(1),(2), h и k - объемные дебиты, мощность и проницаемость пласта, ,

ϕ - пористость пласта,

ρƒcƒ - объемная теплоемкость флюида,

ρmcm - объемная теплоемкость матрицы горной породы,

µ - вязкость флюида.

Согласно формуле (1), при достаточно большой продолжительности tp добычи до изменения дебита ее влияние на динамику изменения температуры после изменения дебита стремиться к нулю. Оценим это влияние количественно. По порядку величины χ≈0.7, rw≈0.1 м, и для rd≈0.3, q(2)=100 [м3/день]/3 м ≈4·10-4 м3/ с мы имеем: t(2)≈0.03 часа, td(2)≈0.25 часа. Если продолжительность t измерений составляет t≈2÷3 часа (т.е. t>>t(2),td(2) и f(t,td(2))=1), можно оценить, какую относительную погрешность в величину производной (1) вносит конечная продолжительность добычи до начала измерений:

На фиг.1 приведены результаты расчета по формуле (3) для Ре=100 бар, P(1)=50 бар, P(2)=40 бар и tp=5, 10 и 30 дней. На фигуре видно, например, что если продолжительность добычи с постоянным дебитом была 10 и более дней, то в течение времени t=3 часа после изменения дебита влияние величины tp на скорость изменения температуры притока не превысит 6%. Существенно, что увеличение продолжительности t измерений приводит к пропорциональному увеличению необходимой продолжительности добычи с постоянным дебитом до проведения измерений для сохранения величины погрешности, вносимой величиной tp в величину производной (1).

Далее предполагается, что продолжительность добычи tp достаточно велика и формула (1) может быть записана в виде (ниже, для упрощения формул, принято, что td(2)≡td и q(2)≡q):

Из формулы (4) видно, что при достаточно больших временах t>td, где

скорость изменения температуры со временем описывается очень простой зависимостью:

Численное моделирование процессов тепло- и массопереноса в продуктивных пластах и в добывающей скважине показывает (фиг.2), что время t=td можно выделить на графике зависимости от времени как начало участка постоянного значения логарифмической производной.

Если предположить, что размеры призабойных зон в различных пластах приблизительно равны (D1≈D2), то по временам td,1 u td,2, найденным для двух различных пластов, можно определить их относительные дебиты:

или

В общем случае относительные дебиты второго, третьего и т.д. пластов рассчитывают по формулам:

То есть в общем случае относительные дебиты Yi+1 пластов Yi+1=Qi+1/(Q1+Q2+…+Qi+1), Qi+1 - дебит (i+1)-го пласта (i=1, 2,…) рассчитывают по формуле:

где h1 - мощность первого пласта, td,1 - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из первого пласта по логарифму времени, hi - мощность i-го пласта, td,i - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из i-го пласта по логарифму времени, hi+1 - мощность (i+1)-го пласта, td,i+1 - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из (i+1)-го пласта по логарифму времени.

Формула (1) получена для случая цилиндрически симметричного потока в пласте и околоскважинной зоны, которая имеет внешний радиус rd. Характер распределения температуры в околоскважинной зоне отличается от распределения температуры вдали от скважины. После смены дебита это распределение температуры сносится потоком флюида в скважину, в результате чего характер зависимости Tin(t) при малых временах (после изменения дебита) отличается от зависимости Тin(t), наблюдаемой при больших (t>td) временах. Из формулы (7) видно, что с точностью до коэффициента χ объем добытого флюида, который требуется для перехода к новому характеру зависимости от времени температуры притекающего флюида Tin(t), определяется объемом околоскважинной зоны:

В случае проперфорированной скважины всегда имеется (независимо от распределения проницаемостей) околоскважинная зона, где характер распределения температуры отличается от распределения температуры в пласте вдали от скважины. Это область, где течение флюида не симметрично по отношению к оси скважины и размер этой области определяется длиной перфорационных каналов (Lp):

Если предположить, что длины перфорационных каналов в различных продуктивных пластах приблизительно равны (Dp1≈Dp2), то относительные дебиты пластов также определяются формулой (6). Формула (8) может быть уточнена путем введения численного коэффициента порядка 1.5-2.0, величина которого может быть определенна из сравнения с численными расчетами или с полевыми данными.

Для определения скин-фактора s пласта используется изменение ΔTd температуры притекающего в скважину флюида за время от начала изменения дебита до момента времени td:

Используя формулу (4), находим:

здесь ΔTd - изменение температуры притока к времени t=td, (Р(1)(2)) - установившаяся разность между прежним и новым забойным давлением, которое устанавливается в скважине спустя несколько часов после изменения дебита скважины. Поскольку соотношение (4) не учитывает влияние конечной скорости перестройки поля давления в пласте, в формулу (10) добавлен безразмерной коэффициент с (приблизительно равный единице), величина которого уточняется путем сравнения с результатами численного моделирования.

Согласно (10) значение скин-фактора s рассчитывается по формулам

где

То есть скин-фактор si (i=1,2,…) пластов рассчитывают по формуле

где si - скин-фактор i-го пласта, ,

θ=ln(re/rw), re - радиус дренажа, rw - радиус скважины, θd=ln(rd/rw), rd - внешний радиус околоскважинной зоны, который определяется длиной перфорационных каналов, с - безразмерный коэффициент. ε0 - коэффициент Джоуля-Томсона флюида, Р(1) и P(2) - давление на забое в скважине до и после изменения дебита, ΔTd,i - изменение температуры притока из i-го пласта к времени td,i, когда производная температуры притока выходит на постоянное значение.

Таким образом, определение профиля притока и скин-факторов продуктивных пластов по результатам измерения температуры притока из различных продуктивных пластов включает в себя следующие операции:

1. В течение продолжительного времени (от 5 до 30 дней в зависимости от планируемой продолжительности и требований к точности измерений) из скважины осуществляют добычу с постоянным дебитом.

2. Изменяют дебит скважины, при этом измеряют изменение забойного давления и температуры Tin,i(t) флюидов, поступающих в скважину из различных продуктивных пластов.

3. Рассчитывают производные от температур притока dTin,i/dlnt и строят соответствующие графики.

4. Из этих графиков находят величины td,i как времена, начиная с которых производные dTin,i/dlnt принимают постоянные значения, и по формуле (6) рассчитывают относительные дебиты пластов.

5. Из графиков Tin,i(t) находят величины изменения температур ΔTd,i к временам td,i и из формулы (11) находят величины скин-факторов пластов.

Температура флюидов, втекающих в скважину из продуктивных пластов, может быть измерена с помощью, например, устройства, описанного в заявке WO 96/23957. Возможность определения профиля притока и скин-факторов продуктивных пластов с помощью предлагаемого способа проверялась на синтетических примерах, подготовленных с помощью численного симулятора добывающей скважины, который моделирует нестационарное поле давлений в системе скважина-пласты, неизотермическое течение сжимаемых флюидов в неоднородной пористой среде, смешение потоков в скважине и теплообмен скважина-пласт и т.д.

На Фиг.2-4 приведены результаты расчета для следующей модели двухпластовой скважины:

k1=100 мД, s1=0.5, h1=4 м;

k2=500 мД, s2=7, h2=6 м.

Продолжительность добычи с дебитом Q1=300 м3/день tp=2000 часов; Q2=400 м3/день. Из Фиг.4 видно, что в рассматриваемом случае давление в скважине продолжает заметно изменяться даже через 24 часа. На Фиг.2 приведены графики производной температуры притока Тin,1 и Tin,2 от логарифма времени, прошедшего после изменения дебита скважины. На фигуре видно, что производные dT/dlnt выходят на постоянные значения соответственно при td,1=0.5 часа и td,2=0.3 часа. По этим величинам находим относительный дебит верхнего пласта 0.72, что близко к истинному значению (0.77). Из графика зависимости температуры притока от времени (Фиг.3) по этим величинам находим ΔTd,1=0.064К, ΔТd,2=0,152К. При расчете скин-факторов пластов по формуле (11) по полученным значениям ΔTd,1, и ΔTd,2 расчетные значения скин-факторов при с=1.1 отличаются от истинных значений скин-факторов менее чем на 20%.

Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства, в соответствии с которым после длительной работы скважины с постоянным дебитом в течение времени, достаточного для обеспечения минимального влияния продолжительности добычи на скорость последующего изменения температуры флюидов, поступающих из продуктивных пластов в скважину, изменяют дебит скважины, измеряют давление на забое в скважине до и после изменения дебита, для каждого пласта измеряют температуру притока флюидов, поступающих в скважину, строят графики зависимости от времени температуры притока флюидов и производной от температуры притока по логарифму времени, прошедшего после изменения дебита, из графиков зависимости производной от температуры по логарифму времени определяют времена, когда производная температуры выходит на постоянное значение, и рассчитывают относительные дебиты пластов по формуле:

где Yi+1 - относительный дебит (i+l)-го пласта, i=1, 2,…, h1 - мощность первого пласта, td,1 - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из первого пласта по логарифму времени, hi - мощность i-го пласта, td,i - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из i-го пласта по логарифму времени, hi+1 - мощность (i+l)-го пласта, td,i+1 - время, когда производная температуры выходит на постоянное значение на графике зависимости производной от температуры притока из (i+1)-го пласта по логарифму времени, из графиков зависимости от времени температуры притока флюидов определяют изменение температуры притоков к этому времени и рассчитывают величины скин-факторов si (i=1, 2, …) пластов по формуле

где s - скин-фактор i-го пласта, θ=ln(re/rw), re - радиус внешней границы пласта, rw - радиус скважины, θd=ln(rd/rw), rd - внешний радиус околоскважинной зоны, который определяется длиной перфорационных каналов, с - безразмерный коэффициент, ε0 - коэффициент Джоуля-Томсона флюида, P(1) и P(2) - давление на забое в скважине до и после изменения дебита, ΔТd,i - изменение температуры притока из i-го пласта к времени td,i, когда производная температуры притока выходит на постоянное значение.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к добыче газа газлифтным способом, и может быть использовано для регулирования режима работы газовой скважины, эксплуатация которой осложнена наличием жидкости в потоке добываемого газа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. .

Термокоса // 2448335
Изобретение относится к термометрии, а именно к датчикам температуры, и предназначено для одновременного измерения температуры в нескольких точках объекта, расположение которых определяется конструкцией объекта, а также предназначено для полевого определения температуры грунтов, где требуется получить конкретные данные о температуре мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. .

Изобретение относится к устройствам для измерения температурного распределения в протяженных объектах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, например, для измерения температуры в горизонтальных добывающих битумных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к паротепловым способам добычи высоковязкой нефти. .

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения пластового давления в нагнетательных скважинах. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти и воды с помощью глубинного плунжерного насоса. .

Изобретение относится к способам определения момента прорыва пластового флюида и может быть использовано, например, для определения глубины внедрения фильтрата. .

Изобретение относится к системам и способам мониторинга температур протяженных объектов, в частности в различных скважинах в грунте, в том числе в мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтах, в строительстве, на любых сложных нелинейных объектах, а также в резервуарах для неагрессивных жидкостей.

Изобретение относится к области измерения газа и жидкости в газожидкостной смеси, поступающей из скважин. .

Изобретение относится к области измерения газа и жидкости в газожидкостной смеси, поступающей из скважин. .

Изобретение относится к области строительства скважин при разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, а именно к измерительным устройствам для определения пространственного положения траектории ствола скважины и забойного двигателя.

Изобретение относится к области строительства скважин при разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, а именно к измерительным устройствам для определения пространственного положения траектории ствола скважины и забойного двигателя.

Изобретение относится к области каротажа скважин. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении гидродинамического состояния призабойной зоны нагнетательных скважин после проведения технологического воздействия на призабойную зону.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к системе мониторинга и управления нефтяными скважинами как на буровой площадке, так и в удаленном местоположении.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при исследовании промысловых газосборных коллекторов по определению количества поступающей в них жидкой водной фазы
Наверх