Способ определения фильтрационных параметров пласта



Способ определения фильтрационных параметров пласта
Способ определения фильтрационных параметров пласта
Способ определения фильтрационных параметров пласта

 


Владельцы патента RU 2476669:

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

Изобретение относится технологиям нефтедобычи, а именно к способам проведения, интерпретации и анализа результатов гидродинамических исследований эксплуатационных скважин, оборудованных электрическими центробежными насосами. Техническим результатом является повышение достоверности определения мест снижения скин-фактора для вскрытого ГРП малопроницаемого пласта. Способ включает следующую последовательность действий: после непрерывного цикла работы скважины в течение, по меньшей мере, 30 суток регистрируют длительную, не менее 3 суток, кривую восстановления уровня, по которой оценивают текущую продуктивность пласта, затем на основе сравнения текущей продуктивности с начальной определяют, насколько изменился скин-фактор. Кроме того, с целью получения непрерывных кривых изменения во времени давления и скин-фактора проводят повторную интерпретацию кривых изменения давления и расхода в течение всего времени наблюдений с момента пуска скважины. 2 ил.

 

Изобретение относится технологиям нефтедобычи, а именно к способам проведения, интерпретации и анализа результатов гидродинамических исследований эксплуатационных скважин (ГДИС), оборудованных электрическими центробежными насосами (ЭЦН).

Известны способы ГДИС (например, заявка на изобретение №2008118158/03, 02.10.2006), предполагающие регистрацию кривой изменения давления в скважине в процессе одного или нескольких циклов ее запуска, остановки или циклической смены режимов работы в соответствии с которыми по результатам интерпретации ГДИС определяют фильтрационные параметры пласта, характеристики совершенства вскрытия, прежде всего скин-фактор, и пластовое давление.

Однако эти способы имеют существенный недостаток: очень низкую точность при эксплуатации малопроницаемых пластов, вскрытых трещинами гидроразрыва пласта (ГРП).

Этот недостаток обусловлен тем, что для формирования в скважине псевдорадиального режима течения, необходимого для достоверной оценки фильтрационно-емкостных свойств, требуется большое время работы на стабильном режиме отбора или простоя скважины. Это не всегда технически осуществимо вследствие низкой нестабильной производительности пласта и, кроме того, нецелесообразно по экономическим соображениям.

Более приемлемой в подобных условиях является технология определения фильтрационных параметров, начального и текущих значений скин-фактора и пластового давления, состоящая в долговременном мониторинге изменения во времени забойного давления и расхода на забое, начиная с момента запуска скважины в эксплуатацию (например, US Patent №6101447, 08.08.2000).

По темпу падения давления и расхода в течение суток после запуска скважины в эксплуатацию судят о фильтрационных свойствах пласта и начальном значении скин-фактора, а по характеру изменения перечисленных параметров при длительной (более 30 суток) эксплуатации скважины - об изменении во времени скин-фактора (при независимо полученных данных о текущем пластовом давлении).

Однако у данной технологии есть недостаток. Точность определения характера изменения во времени скин-фактора при отсутствии данных о текущем пластовом давлении очень низка. Данный недостаток обусловлен тем, что изменение во времени скин-фактора и пластового давления практически одинаково влияют на результаты измерений в скважине.

Это не позволяет по ГДИС достоверно выявлять скважины, где произошло снижение скин-фактора и принимать оперативное обоснованное решение по интенсификации притока (например, о проведении повторных ГРП), что приводит к потерям в добыче нефти.

Задачей изобретения является повышение достоверности определения характера снижения скин-фактора во времени для вскрытого ГРП малопроницаемого пласта.

Для этого в известной технологии определения фильтрационных параметров, скин-фактора и пластового давления (US Patent №6101447), состоящей в долговременном мониторинге изменения во времени забойного давления и расхода на забое, начиная с момента запуска скважины в эксплуатацию, после непрерывного цикла работы скважины в течение, по меньшей мере, 30 суток регистрируют длительную (не менее 3 суток) кривую восстановления уровня. По данной кривой оценивают текущую продуктивность пласта. Затем на основе сравнения текущей продуктивности с начальной определяют, насколько изменился скин-фактор.

Для расчета текущего скин-фактора SТЕК (в условиях, когда состав продукции и фазовая проницаемость пласта практически не меняются во времени) используют соотношение:

,

где SНAЧ - начальный скин-фактор, RКП радиус контура питания, Rc радиус скважины.

После этого проводят повторную интерпретацию кривых изменения давления и расхода в течение всего времени наблюдений (с момента пуска скважины). Результатом расчетов, выполняемых в процессе интерпретации, являются непрерывные кривые изменения во времени пластового давления и скин-фактора.

Таким образом, получают достоверные данные по каждой скважине об ухудшении скин-фактора во времени при отсутствии информации о текущем пластовом давлении.

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

На фиг.1 приведены результаты долговременного мониторинга давления Р, расхода на забое Q и накопленной добычи QΣ, начиная с момента запуска скважины (КСД1) в эксплуатацию продолжительностью 60 суток.

На графике показаны следующие линии:

1 - измеренный расход;

2 - накопленная добыча;

3 - измеренное давление;

4 - результаты воспроизведения кривой изменения расхода и накопленной добычи при интерпретации в течение всего времени наблюдений (с момента пуска скважины);

5 - рассчитанная кривая изменения пластового давления во времени.

На фиг.2 приведены результаты измерения давления в цикле КВУ в диагностическом Log-Log масштабе.

На графике показаны следующие линии:

1 - давление;

2 - логарифмическая производная;

R0 - положение асимптоты к производной в интервале радиального течения.

Точками представлены результаты измерения, тонкими сплошными линиями - результаты воспроизведения названных параметров при интерпретации.

По результатам исследований в цикле была определена проницаемость пласта (0.5 мД) и первоначальный интегральный скин-фактор (-5.6), а также начальная продуктивность (=1,13 м3/сут МПа).

Оценить, как изменился скин-фактор во времени по данному циклу исследований невозможно, поскольку не известен характер измерения во времени текущего пластового давления на дренируемом скважинном участке залежи (размеры участка).

Поэтому после непрерывного цикла работы скважины была зарегистрирована длительная (10 суток) кривая восстановления уровня (цикл КВУ на фиг.1). Затем скважина опять была запущена в режиме технологического отбора (цикл КСД2 на фиг.1).

Оценить текущий скин-фактор по результатам данного исследования также невозможно, поскольку длительность КВУ в данных условиях (низкая проницаемость пласта, наличие трещины гидроразрыва) недостаточна для формирования радиального режима течения в пласте (фиг 2).

Однако текущая продуктивность определена с приемлемой точностью. Она составляет =1.05 м3/сут МПа.

Далее, в соответствии с формулой (1) было рассчитано значение текущего скин-фактора, которое составило -5.5.

И, наконец, проведя повторную интерпретацию кривых изменения давления и расхода в течение всего времени наблюдений с момента пуска скважины, были получены непрерывные кривые изменения во времени пластового давления и скин-фактора (фиг.1).

К моменту окончания исследования пластовое давление упало с 20.0 до 16.7 МПа. При этом несколько возрос скин-фактор, что говорит о том, что началось загрязнение трещины ГРП.

Способ определения фильтрационных параметров пласта, включающий долговременный мониторинг изменения во времени давления и расхода на забое, начиная с момента запуска скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что после непрерывного цикла работы скважины в течение, по меньшей мере, 30 сут регистрируют длительную, не менее 3 сут, кривую восстановления уровня, по которой оценивают текущую продуктивность пласта, затем проводят повторную интерпретацию кривых изменения давления и расхода в течение всего времени наблюдений с момента пуска скважины и на основе сравнения текущей продуктивности с начальной определяют, насколько изменился скин-фактор.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к аналитическим методам измерения примесей в газе, основанным на превращении молекул примеси в аэрозольные частицы, и может быть использовано самостоятельно в таких задачах, как контроль изделий и аппаратуры с высочайшими требованиями к герметичности, например, теплообменников ядерных реакторов на быстрых нейтронах или контроль высокоэффективных фильтров (с применением в качестве индикаторного вещества пентакарбонила железа), а также в качестве хроматографического детектора для контроля загрязнения атмосферы токсичными металлоорганическими соединениями (МОС) типа тетраэтилсвинца или при решении задач по предотвращению несанкционированного перемещения опасных веществ и предметов (с использованием набора МОС в качестве маркеров).

Изобретение относится к технической диагностике агрегатов машин, имеющих замкнутую систему смазки, и предназначено для анализа содержания продуктов загрязнения в работающем масле и экспресс-диагностики технического состояния машин.

Изобретение относится к области нефтяной геологии и является петрофизической основой объемного моделирования нефтенасыщенности, подсчета балансовых и извлекаемых запасов залежи дифференцированно, с учетом предельно нефтенасыщенной и переходной зон, для прогнозирования результатов опробования и анализа разработки.

Изобретение относится к способу оценки концентрации смолоподобных веществ в водной суспензии титрованием и может быть использовано в области экспериментальной и промышленной биотехнологии.

Изобретение относится к ультразвуковому неразрушающему способу определения гранулометрических характеристик дисперсных материалов и может быть использовано во многих отраслях промышленности: пищевой, фармацевтической, косметической, химической, строительстве (при определении качества строительных материалов), для контроля взрывчатых веществ, т.е.

Изобретение относится к теоретической теплотехнике и может быть использовано для определения коэффициента диффузии жидкости в материалах, имеющих капиллярно-пористую структуру.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. .

Изобретение относится к сельскому хозяйству. .
Изобретение относится к цифровой обработке изображений, устройствам автоматического измерения параметров окатышей для управления производством окомковывания железной руды.
Изобретение относится к построению геологической и гидродинамической моделей месторождений нефти и газа. .

Изобретение относится к способу определения акустических характеристик глинистой корки, образующейся при бурении скважины, таких как подвижность флюида и пьезопроводность глинистой корки.

Изобретение относится к способу определения акустических характеристик глинистой корки, образующейся при бурении скважины, таких, как подвижность флюида и пьезопроводность глинистой корки.

Изобретение относится к бурению наклонно направленных скважин. .

Изобретение относится к способам выполнения операций в стволе скважины с использованием скважинных инструментов с перемещающимися секциями. .

Изобретение относится к устройству и способу управления потоком жидкости в скважинном инструменте. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технике отбора глубинных проб. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам определения толщины глинистой корки, образующейся при бурении скважин. .

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, а именно к исследованию скважин, и может быть использовано для определения герметичности или негерметичности пакерных систем в подземной компоновке, а также для выявления гидродинамической связи, возникающей из-за трещины цементного моста.
Наверх