Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты)



Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты)
Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты)
Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты)
Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты)
Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты)
Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты)
Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты)
Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты)

 


Владельцы патента RU 2476670:

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

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам мониторинга добычи и разработки совместно эксплуатируемых нефтяных пластов. Техническим результатом является повышение достоверности оценки индивидуальных фильтрационных свойств каждого из совместно эксплуатируемых нефтяных пластов с учетом взаимного влияния пластов друг на друга, а также с учетом различий скин-факторов пластов. Способ включает определение по результатам ГДИС интегральных гидродинамических характеристик, измерение дебита и расчет фильтрационных свойств каждого пласта, и далее в зависимости от условий эксплуатации скважин выполняют следующие действия. По варианту 1 по кривым ГИС в открытом стволе оценивают соотношения пористостей и эффективных толщин пластов; на основе определенного по ГДИС значения интегрального скин-фактора и значения α рассчитывают скин-факторы и проницаемость каждого пласта. По варианту 2 в скважине проводят регистрацию записей акустического каротажа и термометрии, по которым оценивают высоту и ширину трещины ГРП и рассчитывают скин-факторы каждого из пластов. По варианту 3 в процессе проведения ГДИС регистрируют кривые изменения во времени дебита каждого пласта и разности дебитов; определяют средний темп изменения разности дебитов, по которому оценивают скин-фактор и проницаемость пластов. 3 н.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам мониторинга добычи и разработки совместно эксплуатируемых нефтяных пластов.

При совместной разработке нефтяных пластов на промыслах эксплуатационные скважины оборудуют системами одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), для настройки которых путем управления раскрытием клапанов или мандрелей в режиме «on-line» получают информацию о гидродинамических и геофизических параметрах каждого из эксплуатируемых пластов (например, изобретение по патенту РФ №2211311, 15.01.2001).

В случае совместной эксплуатации пластов в скважинах, оборудованных системой ОРЭ с пакеровкой каждого пласта без возможности регулировки гидравлическим путем диаметра выпускной (впускной) мандрели или при отсутствии подобного оборудования традиционные способы определения фильтрационных свойств и характеристик совершенства вскрытия каждого пласта по результатам гидродинамических исследований скважин (ГДИС) непригодны, в силу того что не учитывается взаимное влияние пластов.

В качестве ближайшего аналога взят «Способ дифференцированного определения фильтрационных параметров совместно эксплуатируемых продуктивных пластов» (патент РФ №2172404, 13.05.1999).

Данный способ основан на определении по результатам ГДИС интегральных (общих для всех пластов) показателей: величины проводимости и скин-фактора , измерении дебита каждого из пластов Q(i) методом механической расходометрии и расчета фильтрационных свойств каждого пласта на основе уравнений нестационарной фильтрации с использованием данных об измеренном дебите.

Недостатком данного способа является низкая точность определения фильтрационных свойств пластов, так как при расчетах принимается, что пласты не оказывают друг на друга взаимного влияния. Кроме того, по данному методу скин-факторы всех пластов принимаются равными, при том что по факту скин-факторы пластов могут иметь существенные индивидуальные отличия.

Задачей изобретения является повышение достоверности оценки индивидуальных фильтрационных свойств каждого из совместно эксплуатируемых нефтяных пластов с учетом взаимного влияния пластов друг на друга, а также с учетом различий скин-факторов пластов.

Для решения данной задачи заявляемый способ включает следующие действия (применительно для разных условий эксплуатации скважин):

Вариант 1. В случае принадлежности пластов к одной литофации (характеризуемой представительной связью «пористость-проницаемость»): по кривым ГИС в открытом стволе (методы: самопроизвольной поляризации, электрометрии, нейтронные, акустические) оценивают соотношения пористостей

и эффективных толщин пластов, затем на основе определенного по ГДИС значения интегрального скин-фактора расчетным путем по формулам определяют скин-фактор и проницаемость каждого из пластов.

Расчетные формулы для двухпластовой системы имеют вид:

где

rкп - радиус контура питания;

rc - радиус скважины;

h1, h2 - эффективные мощности верхнего и нижнего пласта;

s1, s2 - скин-факторы пластов;

k1, k2 - проницаемости пластов;

Q1, Q2 - дебиты пластов.

Вариант 2. В случае наличия в двух и более совместно разрабатываемых пластах трещин гидроразрыва (ГРП): при капитальном ремонте в скважине проводят дополнительную регистрацию записей волнового акустического каротажа и нестационарной термометрии, по которым оценивают высоту и ширину трещины ГРП, что в совокупности с данными об объеме закаченного в трещину проппанта позволяет оценить длину трещины ГРП Li для каждого пласта, далее на основе данных о длинах трещин L1 и L2 оценивают разность скин-факторов пластов Δs по формуле:

после чего, на основе определенного по ГДИС значения интегрального скин-фактора и величины Δs, рассчитывают скин-фактор каждого из пластов.

Формулы для расчета скин-фактора для двухпластовой системы имеют вид:

Далее рассчитывают проницаемость пластов. Для двухпластовой системы расчет производят по формулам (3) и (4).

Вариант 3. В случае наличия в двух и более совместно разрабатываемых пластах трещин гидроразрыва (ГРП) и отсутствия информации о дизайне ГРП: в процессе проведения ГДИС (цикла запуска или остановки скважины) регистрируют кривые изменения во времени дебита каждого пласта, затем рассчитывают кривую изменения во времени разности дебитов ΔQ=Q2-Q1, после чего определяют средний темп изменения разности дебитов ΔQ в логарифмическом масштабе времени Int: β=∂[ΔQ]/∂[lnt] (в диапазоне времени, при котором зависимость ΔQ(t) близка к экспоненциальной), по которому определяют величину Δs и рассчитывают скин-фактор и проницаемость каждого пласта. Для двухпластовой системы расчет производят по формулам (3), (4), (6) и (7).

Предлагаемый по варианту 3 способ оценки разности скин-факторов основан на экспериментально установленном факте, что в диапазоне времени t от 1 до 3 суток с момента начала цикла ГДИС (пуска скважины на стабильный режим отбора или закачки с регистрацией кривой стабилизации давления, остановки добывающей скважины с регистрацией кривой восстановления давления, остановки нагнетательной скважины с регистрацией кривой падения давления и пр.) зависимость разности дебитов пластов ΔQ от времени t близка к экспоненциальной. Поэтому величина ΔQ изменяется в логарифмическом масштабе времени по линейному закону.

Таким образом, предложенный способ позволяет производить стационарный гидродинамический и промыслово-геофизический мониторинг эксплуатационных насосных скважин с совместной эксплуатацией двух и более пластов при различных условиях работы таких скважин.

Пример практической реализации способа на одной из добывающих скважин ОАО «Газпром нефть», состоящей из двух совместно работающих пластов, представлен на фиг.1-4.

На фиг.1 приведены зависимости разности дебитов совместно работающих пластов от времени, прошедшего с момента начала цикла гидродинамического исследования. Шифрами зависимостей являются полудлины трещин в верхнем и нижнем пласте. На графике выделена область I - временная область значений, в которой зависимость ΔQ(lnt) близка к линейной.

На фиг.2 показана зависимость темпа изменения разности дебитов β=∂[ΔQ]/∂[lnt] от разности скин-факторов совместно эксплуатируемых пластов Δs.

На фиг.3 изображены исходные кривые ГДИС по оценке интегральных параметров совместно работающих пластов, полученные датчиком давления на приеме насоса. В верхней части показаны графики изменения во времени дебита скважины и суммарной добычи, в нижней части - график давления (результаты интерпретации методом совмещения обозначены линиями, результаты измерений - точками).

На фиг.4 представлены результаты интерпретации ГДИС для системы пластов в LOG-LOG масштабе. В верхней части показана кривая приращения давления, в нижней части - логарифмическая производная (точки - результаты измерения, сплошные линии - расчетные кривые, полученные методом совмещения). По оси абсцисс отложено относительное время.

В соответствии с проведенными измерениями проницаемость верхнего пласта составила 5 мД, нижнего пласта - 2 мД.

По результатам ГДИС были определены: интегральная проницаемость системы пластов =1.7 и скин-фактор =-4.6.

По результатам расходометрии оценен дебит верхнего и нижнего пласта:

Q1=116.8 м3/сут и Q2=27.3 м3/сут.

В соответствии с вариантом 1 предлагаемого способа было оценено соотношение пористостей исследованных пластов, которое составило α=kП(1)/kП(2)=4.62. Это позволило по формулам (1), (2), (3) и (4) рассчитать проницаемости и скин-факторы для каждого пласта: k1=3.8 мД, k2=0.8 мД, s1=-4.6, s2=-4.3.

Далее, согласно вариантам 2 и 3 была оценена разность скин-факторов для работающих совместно пластов. Для этого использовались данные по дизайну ГРП (вариант 3). Согласно дизайну эффективная мощность верхнего пласта 6.4 м, объем проппанта в пласте 79 т, эффективная мощность нижнего пласта 15.6 м, полудлина 150 т. Разность скин-факторов пластов составила 0.24.

В результате расчета параметров пластов по формулам (3), (4), (6) и (7) проницаемости пластов составили: k1=3.2 мД, k2=0.6 мД, скин-факторы составили: s1=-4.7, s2=-4.4.

Таким образом, в соответствии с приведенным примером результаты оценки свойств пластов, полученные по различным алгоритмам, предусмотренным предлагаемым способом, оказались близки друг к другу.

1. Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов, включающий определение по результатам ГДИС интегральных (общих для пластов) гидродинамических характеристик, измерение дебита каждого из пластов методом механической расходометрии и расчета фильтрационных свойств каждого пласта на основе уравнений нестационарной фильтрации с использованием данных об измеренном дебите, отличающийся тем, что по кривым ГИС в открытом стволе оценивают соотношения пористостей и эффективных толщин пластов, затем на основе определенного по ГДИС значения интегрального скин-фактора и значения α рассчитывают скин-фактор и проницаемость каждого из пластов.

2. Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов, включающий определение по результатам ГДИС интегральных (общих для пластов) гидродинамических характеристик, измерение дебита каждого из пластов методом механической расходометрии и расчета фильтрационных свойств каждого пласта на основе уравнений нестационарной фильтрации с использованием данных об измеренном дебите, отличающийся тем, что в скважине проводят регистрацию записей волнового акустического каротажа и нестационарной термометрии, по которым оценивают высоту и ширину трещины ГРП, что в совокупности с данными об объеме закаченного в трещину проппанта позволяет оценить длину трещины ГРП для каждого пласта, затем на основе данных о длинах трещин оценивают разность скин-факторов пластов Δs, после чего на основе определенного по ГДИС значения интегрального скин-фактора и величины Δs рассчитывают скин-фактор и проницаемость каждого из пластов.

3. Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов, включающий определение по результатам ГДИС интегральных (общих для пластов) гидродинамических характеристик, измерение дебита каждого из пластов методом механической расходометрии и расчета фильтрационных свойств каждого пласта на основе уравнений нестационарной фильтрации с использованием данных об измеренном дебите, отличающийся тем, что в процессе проведения ГДИС регистрируют кривые изменения во времени дебита каждого пласта, затем рассчитывают кривую изменения во времени разности дебитов, после чего определяют средний темп изменения разности дебитов, по которому определяют разность скин-факторов пластов и вычисляют скин-фактор и проницаемость каждого из пластов.



 

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 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. .
Наверх