Способ гидродинамических исследований нагнетательных скважин



Способ гидродинамических исследований нагнетательных скважин
Способ гидродинамических исследований нагнетательных скважин

 


Владельцы патента RU 2473804:

Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") (RU)

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть применено для проведения, интерпретации и анализа результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований в нагнетательных скважинах. Способ включает проведение цикла закачки в нагнетательную скважину рабочей жидкости с постоянным расходом и последующей остановки скважины с регистрацией кривой падения давления (КПД). Дополнительно производят повторный цикл закачки с регистрацией кривой стабилизации давления (КСД), причем дебит закачки выбирают так, чтобы давление в цикле было выше давления разрыва пласта. Далее по результатам исследований по методу кривой падения и стабилизации давления определяют проводимости пласта khКПД и khКСД, а затем отношение этих проводимостей khКПД/khКСД. На основании критерия отношения khКПД/khКСД<1 судят о наличии перетока, а по величине 1-khКПД/khКСД об его интенсивности. Технический результат заключается в повышении информативности гидродинамических исследований нагнетательных скважин при диагностике нестабильных трещин и оценки их влияния на разработку пласта. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к технологиям проведения, интерпретации и анализа результатов промыслово-геофизических (ПГИ) и гидродинамических (ГДИС) исследований в нагнетательных скважинах.

Установлено, что при высокой производительности скважин образуются нестабильные трещины гидроразрыва пласта (ГРП). Механизм их образования аналогичен трещинам гидроразрыва, которые создаются искусственно для повышения производительности эксплуатационных скважин. Нестабильные трещины появляются естественным путем вследствие высокой интенсивности нагнетания, когда давление на забое превышает пределы прочности породы (давление разрыва). Нестабильные трещины характеризуются, во-первых, тем, что они существуют только во время нагнетания и исчезают при остановке скважины, и, во-вторых, тем, что их размеры изменяются в зависимости от интенсивности нагнетания.

В нагнетательных скважинах, основное назначение которых - поддержание пластового давления, образование нестабильных трещин, хотя и является незапланированным результатом, но, как правило, не критично для работы скважины и пласта.

Исключение составляют случаи, когда наличие трещины способствует подключению к работе скважины дополнительных толщин коллекторов. Крылья трещины, распространяясь по горизонтали и по вертикали, вскрывают близко расположенные проницаемые пласты. В результате сообщаемости пластов по динамической трещине наблюдается уход закачиваемого флюида не только в проектный интервал, но и в дополнительно вскрытые толщины.

Это негативно сказывается на разработке, так как снижает эффективность системы поддержания пластового давления. Негативное влияние нестабильных трещин состоит еще и в том, что снижается эффективность мероприятий по выравниванию профиля приемистости.

Существующие методы исследований не всегда могут с достаточной точностью диагностировать наличие трещины, а главное - не могут установить, является ли трещина каналом перетока. Это не позволяет принять обоснованное решение по оптимизации режима закачки для локализации распространения.

Для диагностики сообщаемости пластов (межпластового перетока) в настоящее время производят нестационарные термические исследования. Технология работ на скважине при таких исследованиях (см., например, патент РФ №2289689, 24.12.2004) состоит в проведении цикла закачки воды в скважину с температурой, отличающейся от естественной температуры пород, последующей остановке скважины, регистрации серии термограмм и оценке по термограммам темпа восстановления первоначальной температуры. О перетоке судят по аномальному темпу восстановления температуры.

Однако данная технология обладает следующими существенными недостатками:

1) трудно учесть влияние изменения по глубине в радиальном направлении тепловых свойств горных пород и заполнителей ствола скважины;

2) невозможно различить, происходит ли переток по негерметичному заколонному пространству или нестабильной трещине.

Более эффективным техническим решением, также широко используемым на практике, является способ диагностики сообщаемости пластов на основании результатов ГДИС, проводимых путем циклов: работы нагнетательной скважины с постоянным расходом, последующей остановки скважины и регистрации кривой падения давления (КПД) (см., например, раздел 13.7.5 монографии Ипатов А.И., Кременецкий М.И. «Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов», с.582-585).

В данном случае о том, что основной причиной перетока является нестабильная трещина, существовавшая до остановки скважины, косвенно судят по аномально низкому отрицательному значению скин-фактора, оцениваемому по результатам ГДИС.

Недостаток данного способа состоит в том, что само по себе формирование трещины не всегда приводит к перетоку. Переток возникает лишь в том случае, если трещина дренирует неперфорированные коллекторы во вмещающих породах. А выявить факт дренирования по одиночному циклу испытаний методом кривой восстановления давления (КВД) невозможно.

Задачей изобретения является повышение информативности гидродинамических исследований при диагностике перетоков по нестабильным трещинам и оценки их влияния на разработку пласта.

Решение поставленной задачи достигается тем, что после проведения цикла закачки в нагнетательную скважину рабочей жидкости с постоянным расходом и последующей остановки скважины с регистрацией кривой падения давления (КПД) проводят повторный цикл закачки с регистрацией кривой стабилизации давления (КСД). Причем расход закачки для повторного цикла выбирают так, чтобы давление в нем было выше давления разрыва пласта.

Далее по результатам гидродинамических исследований по методам КПД и КСД определяют проводимость пласта для данных циклов, а затем отношение этих проводимостей α=khКПД/khКСД.

Проводимость по циклу КПД (khКПД) соответствует мощности пласта, дренируемой перфорацией. Проводимость по циклу КСД (khКСД) - это сумма проводимостей перфорированной мощности коллекторов и мощности, которая сообщается с перфорацией только по трещине.

В отсутствие перетока, проводимости, определенные по КПД и КСД, практически не отличаются друг от друга, а их отношение близко к единице α≈1.

В случае возникновения перетока по нестабильной трещине параметр α всегда меньше единицы. Причем его величина тем ниже, чем большая мощность неперфорированных коллекторов дренируется трещиной.

Таким образом, по аномально низкой величине отношения проводимостей можно судить о наличии перетока, а по величине отношения проводимостей - о дренируемой мощности (а значит, косвенно - об интенсивности перетока).

Это позволяет однозначно диагностировать гидродинамическую связь пластов по нестабильной трещине и оценить интенсивность перетока по трещине.

Пример практической реализации предложенного способа представлен на фиг.1 и 2.

На фиг.1 показан график проведения гидродинамических исследований на одной из нагнетательных скважин *******месторождения.

На фиг.2 приведено сопоставление результатов гидродинамических исследований для циклов КПД и КСД в масштабе log-log, где:

1 - кривые давления;

2 - соответствующие кривые логарифмической производной;

sКСД, sКПД - среднее расстояние между кривой давления и логарифмической производной при радиальном режиме течения, характеризующее величину скин-фактора в циклах КСД и КПД;

khКСД, khКВД - положение радиальной асимптоты к кривой логарифмической производной, характеризующие величину проводимости пласта в циклах КСД и КПД.

Нагнетательная скважина перед гидродинамическими исследованиями работала со средним расходом 200 м3 в сутки в течение 250 часов. После этого скважина была остановлена, и в ней была зарегистрирована кривая падения давления (цикл с индексом «КПД» на фиг.1). По результатам интерпретации КПД (кривые с индексом «КПД» на фиг.2) была оценена проводимость пласта (khКПД=26.6 мД·м) и скин-фактор (sКПД =-4.7).

Отрицательное значение скин-фактора свидетельствует о том, что до остановки скважины в исследуемом пласте образовалась нестабильная трещина гидроразрыва пласта.

Заключить, является ли данная трещина каналом межпластового перетока по данному циклу, невозможно.

Далее, согласно предлагаемому способу, был осуществлен повторный цикл закачки с регистрацией кривой стабилизации давления (цикл с индексом «КСД» на фиг.1), причем расход закачки выбран таким образом, чтобы давление было выше давления разрыва пласта.

Результаты интерпретации этой кривой показали, что в цикле закачки проводимость пласта резко увеличилась (khКСД=58.2 мД·м), что свидетельствует о подключении к закачке дополнительных неперфорированных пластов.

Отношение проводимостей в циклах КПД и КСД составило:

α=khКПД/khКСД=26.6/58.2=0.46.

Такая величина отношения проводимостей (существенно меньше 1) свидетельствует о большой интенсивности перетока.

Учитывая то, что по косвенным данным проницаемости коллектора, вскрытого перфорацией, и близлежащих коллекторов близки, можно уверенно сделать вывод о том, что в результате перетока к закачке подключились дополнительные мощности коллекторов, сопоставимые по величине с перфорированным объектом.

Способ гидродинамических исследований нагнетательных скважин, включающий проведение цикла закачки в нагнетательную скважину рабочей жидкости с постоянным расходом и последующей остановки скважины с регистрацией кривой падения давления (КПД), отличающийся тем, что дополнительно производят повторный цикл закачки с регистрацией кривой стабилизации давления (КСД), причем расход при закачке выбирают таким образом, чтобы давление в данном цикле было выше давления разрыва пласта, далее по результатам исследований по методам КПД и КСД определяют проводимости пласта: khКПД и khКСД, а затем отношение этих проводимостей khКПД/khКСД, в случае отношения khКПД/khКСД<1 судят о наличии перетока, а по величине 1-khКПД/khКСД об его интенсивности.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бурению горизонтальных скважин. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам обработки зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами и инструментами на кабеле и проволоке.

Изобретение относится к области бурения горизонтальных скважин, для которых необходимо осуществлять измерения в скважине или выполнять диаграфические замеры. .

Изобретение относится к технике добычи углеводородов и может быть использовано при добыче нефти как из одного пласта, так и при одновременно-раздельной добыче нефти из нескольких изолированных друг от друга пластов с использованием одной скважины.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки малоразбуренных, недоразведанных залежей. .

Изобретение относится к бурению скважин и предназначено для их геофизического исследования, а именно для измерения азимутального угла скважины непосредственно в процессе бурения.

Изобретение относится к способам исследования продуктивных пластов методом скважинного акустического каротажа, а именно к способам определения гидрогеологических свойств пород, окружающих скважину, таких как фазовая проницаемость пласта и вязкость пластового флюида.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для контроля целостности скважин, в частности осуществления контроля искривления ствола скважины

Изобретение относится к способам гидродинамических исследований нефтяных скважин, оборудованных погружными электроцентробежными насосами (ЭЦН) и станциями управления с частотными преобразователями, и может быть использовано для выбора оптимального режима эксплуатации скважины

Изобретение относится к области промыслово-геофизического исследования скважин и может быть использовано как телеметрическая система с электромагнитным каналом связи по породе для передачи технологической информации о забойных параметрах бурения, например, от инклинометра

Изобретение относится к способам мониторинга параметров добычи нефтяных и газовых скважин, в частности к измерительным устройствам, имеющим источники гамма-излучения

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изучения фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов трещинно-порового типа с аномально высокой гидропроводностью системы трещин

Изобретение относится к области оптимизации добычи углеводородов из продуктивного резервуара в виде многослойных пластов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области контроля динамического уровня жидкости для управления погружным электронасосом

Изобретение относится к устройствам (лубрикаторам), обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле

Изобретение относится к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в действующих газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может использоваться при проектировании и контроле показателей разработки нефтяных залежей
Наверх