Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта



Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта
Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта
Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта
Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта
Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта
Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта
Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта
Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта
Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта
Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта
Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта

 


Владельцы патента RU 2522579:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора. Техническим результатом является повышение точности определения показателей, характеризующих состояние призабойной зоны пласта. Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, и обработку результатов замеров. Причем при обработке результатов замеров определяют текущее пластовое давление методом произведения, проводят аппроксимацию данных результатов замеров, включающую при коэффициенте детерминации менее 0,99 разделение фактической кривой восстановления давления (КВД) на отдельные участки. Затем осуществляют подбор аппроксимирующих уравнений для выделенных участков, и деление всего периода проведения исследования на интервалы с постоянным шагом по времени. Рассчитывают для указанных интервалов значения забойного давления. Обрабатывают аппроксимированную КВД методом детерминированных моментов давления с определением пластового давления и безразмерного диагностического признака. Сравнивают полученное пластовое давление с давлением, определенным методом произведения. В случае, если они отличаются более чем на 0,3 МПа, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Далее по результатам определения пластового давления методом произведения оценивают степень восстановления забойного давления, полученного при исследовании скважины, и определяют коэффициент продуктивности скважины по режиму. Для уточнения положения обрабатываемого участка строят билогарифмический график. Выполняют обработку фактической и аппроксимированной КВД методом касательной с определением параметров удаленной зоны пласта. Сопоставляют результаты обработки фактической и аппроксимированной КВД методом касательной. В случае отличия коэффициентов проницаемости удаленной зоны пласта по фактической и аппроксимированной кривым, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Далее определяют скин-фактор для КВД с практически полным не менее 99% восстановлением давления и для недовосстановленных КВД. Оценивают состояние призабойной зоны пласта по значениям диагностического признака и скин-фактора. Для КВД, обработка которых методом касательной не может быть выполнена, производят обработку дифференциальным или интегральным методами с учетом послепритока, предварительно выполнив процедуру аппроксимации кривых восстановления затрубного и буферного давлений для равноудаленных значений времени. Определяют параметры удаленной зоны пласта при использовании нескольких методов с учетом послепритока, в случае ухудшенного состояния призабойной зоны пласта определяют размеры и свойства призабойной зоны пласта, используя определенные ранее значения проницаемости удаленной зоны пласта. Оценивают состояние призабойной и удаленной зон пласта по значениям диагностического признака, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и размеров призабойной зоны пласта. 11 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора.

Известен способ определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта и обнаружения дефектов в конструкции скважины, включающий промысловые гидродинамические исследования скважин. А именно осуществляют гидродинамическое возмущение давления в исследуемом пласте путем периодического или непериодического во времени изменения дебита скважины, регистрируют временные зависимости дебита и давления. При этом давление и дебит измеряют на устье скважины, давление - одновременно в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и в межтрубном пространстве. Получают частотные зависимости отношения амплитуды давления к дебиту и сдвига фаз между ними. Проводят расчет отношения амплитуд и сдвига фаз компонент частотного спектра (гармоник) давления к дебиту, приведенных к забою скважины, т.е. комплексного импеданса призабойной зоны. По формулам, полученным из представления конструктивных объемов скважины эквивалентной электрической схемы, включающей две последовательные коаксиальные линии и сосредоточенную емкость в точке их соединения, для соответствующих точек измерения давления, для расчета фильтрационных параметров пласта для используемого непериодического вида воздействия из частотной зависимости импеданса получают временную зависимость давления или дебита, приведенных к забою скважины. По существенному различию значений комплексного импеданса призабойной зоны, рассчитанных по данным давления, делают вывод о наличии нарушений гидродинамической целостности конструкции скважины в точках, удаленных от забоя (см. патент РФ №2445455 от 20.03.2012).

Недостатком известного способа является недостаточная достоверность оценки состояния призабойной зоны пласта вследствие того, что известным способом определяются только фильтрационные параметры. Кроме того, способ трудоемок вследствие длительных измерений изменения дебита скважин во времени.

Наиболее близким способом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ исследования скважины, включающий эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, обработку результатов замеров. При фиксировании кривой восстановления давления (КВД) первые 10 мин замеры производят каждые 30 с, в течение первого часа - каждую 1 мин, в течение первых пяти часов - через каждые 10 мин, в течение первых суток - каждый 1 ч, в течение вторых суток - каждые 5 ч, в течение третьих суток - каждые 10 ч и далее через каждые 24 ч. Давление замеряют с точностью 0,01 МПа. Фиксируют не менее двух КВД через временной интервал эксплуатации скважины, достаточный для проявления изменения свойств ПЗ. Перестраивают КВД в кривые перепада давления в логарифмических координатах - логарифм давления как функция логарифма времени. Находят точку совмещения кривых. Пересчитывают координаты полученной точки и определяют глубину засорения ПЗ. Проводят мероприятия по отчистки ПЗ пласта. Вновь фиксируют КВД с вышеприведенными замерами и точностью. Перестраивают КВД в кривую перепада давления в вышеуказанных логарифмических координатах. Сравнивают полученную кривую с последней кривой до мероприятий по обработке ПЗ. Находят точку совмещения кривых. Пересчитывают координаты полученной точки и определяют глубину отчистки (см. патент РФ №2407887 от 27.12.2010). Данный способ принят за прототип.

Признаки прототипа, совпадающие с существенными признаками заявляемого способа - эксплуатация скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования; гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления; определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки; обработка результатов замеров.

Недостатками известного способа, принятого за прототип, являются низкая точность определения размеров зоны с улучшенными свойствами из-за использования графического метода; недостаточная достоверность оценки состояния призабойной зоны пласта вследствие того, что известным способом определяют значение размера зоны только с улучшенными свойствами. В известном способе имеются высокие требования к снятию КВД, он более трудоемкий. Кроме того, требует замеров нескольких КВД, что влечет значительные материальные и трудовые затраты.

Задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение - повышение достоверности оценки состояния призабойной зоны пласта, упрощение способа.

Техническим результатом, который может быть получен при осуществлении предлагаемого способа, является повышение точности определения показателей, характеризующих состояние призабойной зоны пласта.

Поставленная задача была решена за счет того, что в известном способе, включающем эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, обработку результатов замеров, согласно изобретению, при обработке результатов замеров определяют текущее пластовое давление методом произведения, проводят аппроксимацию данных результатов замеров, включающую при коэффициенте детерминации менее 0,99 разделение фактической кривой восстановления давления на отдельные участки, подбор аппроксимирующих уравнений для выделенных участков, деление всего периода проведения исследования на интервалы с постоянным шагом по времени, расчет для этих интервалов значений забойного давления, обрабатывают аппроксимированную кривую восстановления давления методом детерминированных моментов давления с определением пластового давления и безразмерного диагностического признака, сравнивают полученное пластовое давление с давлением, определенным методом произведения, в случае, если они отличаются более чем на 0,3 МПа, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений, далее по результатам определения пластового давления методом произведения оценивают степень восстановления забойного давления, полученного при исследовании скважины и определяют коэффициент продуктивности скважины по режиму, для уточнения положения обрабатываемого участка строят билогарифмический график, выполняют обработку фактической и аппроксимированной кривых восстановления давления методом касательной с определением параметров удаленной зоны пласта, сопоставляют результаты обработки фактической и аппроксимированной кривых восстановления давления методом касательной, в случае отличия коэффициентов проницаемости удаленной зоны пласта по фактической и аппроксимированной кривым более 10% при k>0,1 мкм2; более 15% при 0,1>k>0,01 мкм2; более 20% при k<0,01 мкм2 выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений, далее определяют скин-фактор для кривой восстановления давления с практически полным не менее 99% восстановлением давления и для недовосстановленных кривых восстановления давления, если выделенный при обработке участок аппроксимируется линейной зависимостью с коэффициентом детерминации не ниже 0,96, в остальных случаях величину скин-фактора S оценивают по зависимости между диагностическим признаком d и S, оценивают состояние призабойной зоны пласта по значениям диагностического признака и скин-фактора, для кривых восстановления давления, обработка которых методом касательной не может быть выполнена, производят обработку дифференциальным или интегральным методами с учетом послепритока, предварительно выполнив процедуру аппроксимации кривых восстановления затрубного и буферного давлений для равноудаленных значений времени, определяют параметры удаленной зоны пласта при использовании нескольких методов с учетом послепритока, в случае ухудшенного состояния призабойной зоны пласта определяют размеры и свойства призабойной зоны пласта, используя определенные ранее значения проницаемости удаленной зоны пласта, оценивают состояние призабойной и удаленной зон пласта по значениям диагностического признака, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и размеров призабойной зоны пласта.

Признаки заявляемого технического решения, отличительные от прототипа - при обработке результатов замеров определяют текущее пластовое давление методом произведения; проводят аппроксимацию данных результатов замеров, включающую при коэффициенте детерминации менее 0,99 разделение фактической кривой восстановления давления на отдельные участки, подбор аппроксимирующих уравнений для выделенных участков, деление всего периода проведения исследования на интервалы с постоянным шагом по времени, расчет для этих интервалов значений забойного давления; обрабатывают аппроксимированную кривую восстановления давления методом детерминированных моментов давления с определением пластового давления и безразмерного диагностического признака; сравнивают полученное пластовое давление с давлением, определенным методом произведения, в случае, если они отличаются более чем на 0,3 МПа, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений; по результатам определения пластового давления методом произведения оценивают степень восстановления забойного давления, полученного при исследовании скважины и определяют коэффициент продуктивности скважины по режиму; для уточнения положения обрабатываемого участка строят билогарифмический график; выполняют обработку фактической и аппроксимированной кривых восстановления давления методом касательной с определением параметров удаленной зоны пласта; сопоставляют результаты обработки фактической и аппроксимированной кривых восстановления давления методом касательной, в случае отличия коэффициентов проницаемости удаленной зоны пласта по фактической и аппроксимированной кривым более 10% при k>0,1 мкм2; более 15% при 0,1>k>0,01 мкм2; более 20% при k<0,01 мкм2 выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений; определяют скин-фактор для кривой восстановления давления с практически полным не менее 99% восстановлением давления и для недовосстановленных кривых восстановления давления, если выделенный при обработке участок аппроксимируется линейной зависимостью с коэффициентом детерминации не ниже 0,96, в остальных случаях величину скин-фактора S оценивают по зависимости между диагностическим признаком d и S; оценивают состояние призабойной зоны пласта по значениям диагностического признака и скин-фактора; для кривых восстановления давления, обработка которых методом касательной не может быть выполнена, производят обработку дифференциальным или интегральным методами с учетом послепритока, предварительно выполнив процедуру аппроксимации кривых восстановления затрубного и буферного давлений для равноудаленных значений времени; определяют параметры удаленной зоны пласта при использовании нескольких методов с учетом послепритока; в случае ухудшенного состояния призабойной зоны пласта определяют размеры и свойства призабойной зоны пласта, используя определенные ранее значения проницаемости удаленной зоны пласта; оценивают состояние призабойной и удаленной зон пласта по значениям диагностического признака, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и размеров призабойной зоны пласта.

Отличительные признаки в совокупности с известными позволяют повысить точность определения показателей, характеризующих состояние призабойной зоны пласта, и упростить способ оценки. Повышение точности определения показателей обеспечит высокую достоверность оценки состояния призабойной зоны пласта.

Определение показателей, характеризующих состояние призабойной зоны пласта, ведется различными способами, в зависимости от качества КВД.

Существует несколько основных методов оценки состояния призабойной зоны пласта (ПЗП). Установлено, что каждый из методов характеризуется определенными особенностями и условиями эффективного применения, невыполнение которых может привести к ошибочным результатам.

Распространенный способ оценки состояния ПЗП, основанный на определении скин-фактора при обработке кривых восстановления давления (КВД) методом касательной, можно применять для КВД при практически полном (не менее 99%) восстановлении забойного давления до величины пластового и при однозначном выделении прямолинейного участка. При неполном восстановлении давления величина скин-фактора может быть определена с приемлемой погрешностью, если на КВД в полулогарифмических координатах выделяется заключительный участок, аппроксимируемый линейной зависимостью с величиной коэффициента детерминации не ниже 0,96.

Метод детерминированных моментов применим для обработки КВД, включающих равностоящие нелинейно-возрастающие значения забойного давления. При невыполнении этого условия необходимо проведение процедуры аппроксимации исходных данных. Аппроксимацию целесообразно проводить на отдельных (локальных) характерных участках КВД, на заключительных участках следует использовать логарифмические зависимости. Успешно выполненная обработка КВД методом детерминированных моментов позволяет получать не только качественную, но и количественную характеристику призабойной зоны, что является преимуществом способа.

Для обработки некоторых КВД может быть применен метод Полларда, в первую очередь для условий трещинно-порового коллектора и при достаточно точном определении пластового давления.

Значительное количество КВД, до 50% и более, в качественном отношении не отвечает требованиям, при которых может выполняться их обработка тем или иным методом с получением достоверных результатов. В таких случаях необходимо комплексное использование методов обработки КВД.

Заявляемый способ иллюстрируется чертежами, представленными на фиг.1-11.

На фиг.1 представлена обработка КВД методом произведения.

На фиг.2 - график изменения второй производной давления (ВПД).

На фиг.3 - кусочная аппроксимация КВД.

На фиг.4 - результаты обработки КВД методом детерминированных моментов (ДМД).

На фиг.5 - диагностический билогарифмический график.

На фиг.6 - КВД в полулогарифмических координатах.

На фиг.7 - аппроксимированная КВД в полулогарифмических координатах.

На фиг.8 - зависимость между проницаемостями по индикаторной диаграмме (ИД) и КВД.

На фиг.9 - зависимость между dср и Sср для объектов разработки в карбонатных коллекторах порового типа (пласты Бш).

На фиг.10 - зависимость между dср и Sср для объектов разработки в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа (пласты Т-Фм).

На фиг.11 - зависимость между dср и Sср для объектов разработки в терригенных коллекторах.

Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, обработку результатов замеров.

Обработка результатов замеров осуществляется в следующей последовательности.

1. Обработка фактических данных методом произведения с определением текущего пластового давления.

2. Аппроксимация фактических данных, включающая при коэффициенте детерминации менее 0,99 разделение фактической КВД на отдельные участки; подбор аппроксимирующих уравнений (логарифмических или других) для выделенных участков; деление всего периода проведения исследования на 20-30 интервалов с постоянным шагом по времени; расчет для этих интервалов значений забойного давления.

3. Обработка аппроксимированной КВД методом детерминированных моментов давления с определением пластового давления и безразмерного диагностического признака. Сравнивают полученное пластовое давление с давлением, определенным методом произведения в п.1. В случае если они отличаются не более чем на 0,3 МПа, то обработка методом детерминированных моментов давления (ДМД) считается достоверной. В противном случае необходимо вернуться в п.2 и выполнить процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений.

4. Оценка степени восстановления забойного давления, полученного при исследовании скважины, по результатам определения пластового давления методом произведения.

5. Определение коэффициента продуктивности скважины по режиму (как отношение дебита скважины при установившемся режиме до остановки к разнице между пластовым давлением, определенным в пп.1 и 3, и забойным давлением при установившемся режиме (перед остановкой скважины)).

6. Проведение диагностической процедуры для уточнения положения обрабатываемого участка с построением билогарифмического графика.

7. Обработка фактической и аппроксимированной кривых методом касательной с определением характеристик удаленной зоны пласта. Сопоставление результатов обработки фактической и аппроксимированной КВД методом касательной. В случае отличия коэффициентов проницаемости удаленной зоны пласта по фактической и аппроксимированной кривым более 10% при k>0,1 мкм2; более 15% при 0,1>k>0,01 мкм2; более 20% при k<0,01 мкм2 выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Незначительное расхождение полученных величин подтверждает необходимую точность выполненной процедуры аппроксимации.

8. Определение скин-фактора для КВД с практически полным (не менее 99%) восстановлением давления и для недовосстановленных КВД, если выделенный при обработке участок аппроксимируется линейной зависимостью с коэффициентом детерминации не ниже 0,96. В остальных случаях величина скин-фактора (S) может быть оценена по зависимости между диагностическим признаком (d) и S.

На фиг.9-11 представлены графики зависимости безразмерного диагностического признака d от значений скин-фактора S для трех выделенных групп объектов разработки,

На графиках в координатах «d-S» прослеживается зависимость между этими двумя параметрами.

При обработке с использованием метода ДМД кривых восстановления давления, полученных при исследованиях добывающих скважин, эксплуатирующих башкирские карбонатные отложения нефтяных месторождений, состояние ПЗП следует считать ухудшенным при значениях диагностического признака более 2,6.

Представляется целесообразным оценивать состояние ПЗП для КВД в турнейско-фаменских карбонатных отложениях ухудшенным, если полученное значение безразмерного диагностического признака более 2,7.

Состояние ПЗП в терригенных коллекторах следует считать ухудшенным при d более 2,4.

9. Оценка состояния ПЗП по значениям диагностического признака и скин-фактора.

10. Для КВД, обработка которых методом касательной не может быть выполнена, производится обработка методами с учетом послепритока (дифференциальным, интегральным). Предварительно необходимо выполнить процедуру аппроксимации кривых восстановления затрубного и буферного давлений для равноудаленных значений времени.

11. Определение параметров удаленной зоны пласта при использовании нескольких методов с учетом послепритока (например, как средних величин).

12. В случае ухудшенного состояния ПЗП (по методу ДМД и др.), производится определение размеров и свойств призабойной зоны пласта, используя определенные в п.8 значения проницаемости удаленной зоны пласта.

Величина d сохраняет постоянное значение независимо от фильтрационных свойств однородного коллектора, свойств пластовой нефти, толщины пласта, радиусов скважины и контура питания, дебита скважины до остановки, что позволяет принять d в качестве диагностического признака при интерпретации КВД. С учетом погрешностей измерений и влияния других факторов, действие которых приводит к определенному разбросу значений d, предложена следующая схема [Ибрагимов Л.X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. - М.: Наука, 2000. - 414 с.]:

1) d<2,0 - происходит фильтрация ньютоновской жидкости в трещиновато-пористом пласте или фильтрация неньютоновской жидкости (вязко-упругая нефть) в однородном пласте;

2) 2,0≤d≤2,2 - происходит фильтрация ньютоновской жидкости в однородном пласте;

3) d>2,2 - происходит фильтрация ньютоновской жидкости в неоднородном пласте (вокруг скважины имеется кольцевая зона с пониженной проницаемостью).

Интегральная обработка данных исследований скважин дает основание считать, что вычисление детерминированных моментов давления и диагностического критерия d должно происходить достаточно устойчиво для всех моделей фильтрации.

Для однородного пласта после вычисления моментов давления гидропроводность и пьезопроводность определяются по формулам:

ε = k h μ = 4 q 0 M 1 5 M 0 2

T = r к 2 χ = 32 M 1 M 0

По результатам обработки КВД методом детерминированных моментов давления определяются размеры и свойства прискважинной зоны по следующему алгоритму (при d≥2,2) [Ибрагимов Л.X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. - М.: Наука, 2000. - 414 с.]:

Определение dmax и tmax (соответственно, максимальное значение d и соответствующее ему значение времени t на графике, построенном при обработке методом ДМД).

Определение величины коэффициента неоднородности α, равного отношению проницаемости (kузп), гидропроводности (εузп) и пьезопроводности (χузп) УЗП к значениям этих же параметров, характеризующих прискважинную зону пласта.

При этом:

α=1,22·dmax при 2,2<dmax≤2,6

α=3,17+10,25(dmax-2,6) при 2,6<dmax≤3,0

α=7,27+13,89·(dmax-3,0) при 3,0<dmax<∞

Определение времени прохождения волны возмущения через ПЗП

tПЗП=0,01·α·tmax

Определение εузп, kузп и χузп:

ε П З П = ε У З П α ; k П З П = k У З П α ; χ П З П = χ У З П α

Определение (оценка) размеров ПЗП

r П З П = r П З П 1 + r П З П 2 2 ,

где

r П З П 1 = π χ З П t 0 ,

r П З П 2 = 2,5 χ П З П t 0

13. Обобщение полученных результатов.

Предложенный способ комплексной оценки позволяет выполнять достоверную качественную и, в некоторых случаях, количественную оценки состояния ПЗП по данным исследований скважин в различных геолого-физических условиях, в том числе при неполном восстановлении забойного давления до величины пластового.

В качестве примера применения способа комплексной оценки состояния ПЗП рассмотрена обработка данных исследования скважины 617 Уньвинского месторождения, показатели эксплуатации которой приведены в табл.1.

Таблица 1
Показатели эксплуатации скв.617
Залежь Бб
Поднятие Палашерское
Дата исследования 27.08.2007
Дебит перед остановкой, м3/сут 6,87
Толщина пласта, м 7
Вязкость нефти, мПа·с 1,16
Объемный коэффициент нефти 1,21
Коэффициент объемного сжатия нефти, 10-10 1/Па 12,86
Коэффициент объемного сжатия нефти, 10-10 1/Па 0,91
Пористость, д.ед. 0,16
Обводненность, % 0,73

Результаты измерения забойного давления при исследовании скважины представлены в табл.2.

Таблица 2
Результаты измерения давления
№ пп 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
t, мин 0 55 130 175 340 460 2170 3550 4280 5110
Рс, МПа 6,55 7,71 9,02 9,54 10,99 11,63 15,87 16,16 16,23 16,33

Определение пластового давления по методу произведения.

КВД скв.617 в координатах «P·t - t» представлена на фиг.1. По результатам обработки КВД пластовое давление составило 16,71 МПа.

С целью проведения аппроксимации выполнен дифференциальный анализ КВД. График изменения второй производной давления (ВПД) во времени представлен на фиг.2.

Вторая производная давления на начальном участке имеет монотонно возрастающий характер, далее практически стабильна, что позволяет выделить на КВД два участка для дальнейшей кусочной аппроксимации (фиг.3).

В соответствии с подобранными при аппроксимации уравнениями произведен расчет забойных давлений для равноотстоящих моментов времени (табл.3).

Таблица 3
Результаты расчета давлений
№ пп t, мин Р, МПа
1 0 6,55
2 255 10,2932
3 510 12,0625
4 765 13,0975
5 1020 13,8318
6 1275 14,4014
7 1530 14,8668
8 1785 15,2603
9 2040 15,6012
10 2295 15,9075
11 2550 15,9644
12 2805 16,0158
13 3060 16,0628
14 3315 16,1060
15 3570 16,1626
16 3825 16,1948
17 4080 16,2249
18 4335 16,2532
19 4590 16,2799
20 4845 16,3051
21 5100 16,3291

По данным, представленным в табл.3, выполнена обработка методом ДМД. Результаты приведены на фиг.4.

Полученное в результате обработки КВД методом ДМД пластовое давление, равное 16,711 МПа, практически совпадает с определенной по методу произведения величиной, что подтверждает достоверность выполненной процедуры аппроксимации.

Значение диагностического признака свидетельствует об ухудшенном состоянии ПЗП.

При пластовом давлении, равном 16,71 МПа, величина коэффициента продуктивности составляет 0,68 м3/(сут·МПа).

В билогарифмических координатах нулевым уклоном характеризуется участок, включающий заключительные четыре точки (фиг.5).

Для определения фильтрационных характеристик пласта в удаленной зоне выполнена обработка КВД методом касательной (фиг.6).

В результате обработки получено значение проницаемости УЗП 0,002 мкм2.

Также выполнена обработка аппроксимированной КВД методом касательной (фиг.7).

Полученное при обработке аппроксимированной КВД значение коэффициента проницаемости (0,002 мкм) совпадает с величиной этого коэффициента при обработке фактической КВД, что также подтверждает достоверность выполненной процедуры аппроксимации.

На графике (фиг.7) в полулогарифмических координатах четко выделяется заключительный участок, аппроксимируемый линейной зависимостью с величиной коэффициента детерминации 0,995, что, в соответствии с полученными ранее выводами, позволяет определять скин-фактор, несмотря на неполное восстановление забойного давления до пластового. По результатам расчетов величина скин-фактора составляет 2,6, что позволяет оценить состояние ПЗП как ухудшенное.

По результатам обработки КВД методом ДМД состояния ПЗП также оценивается как ухудшенное; результаты определения размеров и свойств ПЗП приведены в табл.4.

Таблица 4
Результаты определения размеров и свойств ПЗП
Максимальное значение диагностического признака 3,15
Проницаемость УЗП, мкм2 0,002
Коэф-т неоднородности 7,05
Проницаемость ПЗП, мкм2 0,0003
Радиус ПЗП, м 5,6

Обработка КВД по предложенному способу позволяет получать большое количество информации о состоянии пластовой системы и может быть использована для комплексной оценки результатов проведения геолого-технических мероприятий на скважинах.

Для оценки достоверности результатов, полученных при анализе КВД, выполнена обработка данных более 20 индикаторных исследований скважин. Известно, что в результате обработки индикаторных диаграмм (ИД), полученных в ходе проведения гидродинамических исследований скважин при установившихся режимах, определяется проницаемость пласта, которая является осредненной характеристикой зоны дренирования пласта. В случае если коллектор в зоне действия исследуемой скважины является зонально неоднородным, то полученную проницаемость можно рассматривать как эффективную, определяемую по формуле:

k э ф = ln r к / r c 1 k У З П ln r к / r П З П + 1 k П З П ln r П З П / r с ,                                   ( 1 )

Определенные изменения в состоянии прискважинных и более удаленных зон пласта после остановки скважин для снятия КВД должны отражаться на получаемых при обработке результатах, поэтому практически полного совпадения проницаемости, определяемой по индикаторной диаграмме (ИД) и при обработке КВД, то есть эффективной проницаемости, может не быть.

На фиг.8 приведены результаты обработки кривых восстановления давления с определением проницаемости УЗП и ПЗП, эффективной проницаемости по формуле (1) и результаты обработки индикаторных диаграмм.

Анализ полученных данных позволяет сделать вывод о некоторых расхождениях между эффективными проницаемостями, определенными в результате обработки КВД в соответствии с предложенным способом, и проницаемостями, определенными по индикаторным диаграммам для большей части скважин. В то же время достаточно однозначная зависимость между этими проницаемостями подтверждает достоверность результатов обработки КВД в соответствии с предложенным способом.

Высокая достоверность результатов оценки состояния ПЗП является преимуществом заявляемого способа комплексной оценки по сравнению с известными способами. Кроме того, способ прост и менее трудозатратен, так как для комплексной оценки состояния скважины по данному способу достаточна разовая остановка скважины на снятие КВД.

Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта, включающий эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, обработку результатов замеров, отличающийся тем, что при обработке результатов замеров определяют текущее пластовое давление методом произведения, проводят аппроксимацию данных результатов замеров, включающую при коэффициенте детерминации менее 0,99 разделение фактической кривой восстановления давления на отдельные участки, подбор аппроксимирующих уравнений для выделенных участков, деление всего периода проведения исследования на интервалы с постоянным шагом по времени, расчет для этих интервалов значений забойного давления, обрабатывают аппроксимированную кривую восстановления давления методом детерминированных моментов давления с определением пластового давления и безразмерного диагностического признака, сравнивают полученное пластовое давление с давлением, определенным методом произведения, в случае, если они отличаются более чем на 0,3 МПа, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений, далее по результатам определения пластового давления методом произведения оценивают степень восстановления забойного давления, полученного при исследовании скважины и определяют коэффициент продуктивности скважины по режиму, для уточнения положения обрабатываемого участка строят билогарифмический график, выполняют обработку фактической и аппроксимированной кривых восстановления давления методом касательной с определением параметров удаленной зоны пласта, сопоставляют результаты обработки фактической и аппроксимированной кривых восстановления давления методом касательной, в случае отличия коэффициентов проницаемости удаленной зоны пласта по фактической и аппроксимированной кривым более 10% при k>0,1 мкм2; более 15% при 0,1>k>0,01 мкм2; более 20% при k<0,01 мкм2 выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений, далее определяют скин-фактор для кривой восстановления давления с практически полным не менее 99% восстановлением давления и для недовосстановленных кривых восстановления давления, если выделенный при обработке участок аппроксимируется линейной зависимостью с коэффициентом детерминации не ниже 0,96, в остальных случаях величину скин-фактора S оценивают по зависимости между диагностическим признаком d и S, оценивают состояние призабойной зоны пласта по значениям диагностического признака и скин-фактора, для кривых восстановления давления, обработка которых методом касательной не может быть выполнена, производят обработку дифференциальным или интегральным методами с учетом послепритока, предварительно выполнив процедуру аппроксимации кривых восстановления затрубного и буферного давлений для равноудаленных значений времени, определяют параметры удаленной зоны пласта при использовании нескольких методов с учетом послепритока, в случае ухудшенного состояния призабойной зоны пласта определяют размеры и свойства призабойной зоны пласта, используя определенные ранее значения проницаемости удаленной зоны пласта, оценивают состояние призабойной и удаленной зон пласта по значениям диагностического признака, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и размеров призабойной зоны пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений. Техническим результатом является повышение эффективности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений за счет более полного и формализованного учета параметров, характеризующих протекающие в пористой среде процессы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. Техническим результатом является повышение точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию геомеханический свойств пластов. Техническим результатом являются повышение точности определения и результативности стимуляции хрупких зон коллекторов, а также повышение экономичности исследования вновь бурящихся скважин.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных залежей, и может использоваться при проведении геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти.

Изобретение относится к области отбора проб жидкости и может быть использовано на нефтегазодобывающих комплексах, системах, транспортирующих нефть и газ, нефтегазоперерабатывающих заводах и других предприятиях, на которых существует необходимость отбора проб из трубопроводов и технологических аппаратов.

Изобретения относятся к нефтегазовой промышленности и могут быть использованы для определения местонахождения углеводородного сырья при бурении скважин. Техническим результатом является упрощение и повышение достоверности способа и устройства определения пластов, содержащих углеводороды.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики. Техническим результатом является повышение качества и надежности интерпретации данных каротажа.

Изобретение относится к мониторингу свойств углеводородных пластов и свойств добываемых флюидов во время добычи, особенно в ходе механизированной добычи. Техническим результатом является определение характеристик параметров призабойной зоны и получение более качественных характеристик пласта на границе раздела пласта и скважины.

Изобретение относится к разработке углеводородных залежей сложного геологического строения с неоднородными, в том числе низко проницаемыми коллекторами. Техническим результатом является повышение точности, надежности и значительное уменьшение времени определения значения коэффициента извлечения нефти (КИН).
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности в области контроля за разработкой нефтегазовых месторождений. Техническим результатом является получение достоверной информации о пространственном распределении переменной эффективной проницаемости, имеющей характер пропускной способности флюидов пласта под воздействием стационарного давления по площади.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к геофизическим исследованиям скважин, и может быть использовано для осмотра скважин при проведении ремонтных работ.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для работы в составе измерительных установок и передачи данных о параметрах нефтегазоводяного потока в вычислительный блок измерительной установки для корректировки данных, участвующих в вычислении дебита продукции нефтяных скважин.

Изобретение относится к способу и устройству для контроля давления и/или температуры в одном или более кольцевых пространствах обсадной трубы скважины в естественном залегании без нарушения герметичности скважины или конструкции скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. Техническим результатом является повышение точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины.

Изобретение относится к использованию оптоволоконных систем измерения температуры и может быть использовано в скважинах с водородной средой. Техническим результатом является обеспечение возможности работы волоконно-оптического датчика в условиях с более высокой температурой и повышение надежности его работы в течении всего срока службы.

Предложенное изобретение относится к области бурения направленных скважин, в частности к методам управления направлением бурения скважин. Техническим результатом является повышение точности управления траекторией бурения и выравнивания одной скважины относительно другой скважины.

Изобретение относится к области прикладной ядерной геофизики, группе геофизических методов, предназначенных для оценки технического состояния ствола газовых скважин, и может быть использовано в газодобывающей отрасли при решении вопросов эксплуатации и ремонта газовых скважин месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ).

Изобретение относится к исследованию скважин, имеющих горизонтальные участки большой протяженности, и может быть применено для доставки прибора. Устройство содержит геофизический кабель с размещенным на нем движителем, выполненным из набора грузов, и закрепленный на конце геофизического кабеля прибор.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям глубоких скважин, в частности к геофизическим исследованиям горизонтальных и пологих скважин. Техническим результатом является получение достоверной информации для построения количественного профиля приемистости продуктивных интервалов "горячих" горизонтальных скважин (ГС).

Группа изобретений относится к скважинному модуляционному устройству, предназначенному для использования в скважине. Устройство для использования в скважине содержит удлиненный корпус инструмента, растяжимые штанги и гибкую клапанную мембрану.

Изобретение относится к области нефтепромысловой геофизики и может быть использовано при проведении геофизических исследований наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является значительное уменьшение сил сопротивления продвижению шлангокабеля в условно горизонтальном участке скважины, возникающих в местах контакта шлангокабеля со стенками скважины, а также понижение износа шлангокабеля и увеличение длины его продвижения. Предложенный шлангокабель содержит по всей длине каналы, заполненные рабочими телами низкой плотности, а также функциональные элементы, представляющие собой составляющие части шлангокабеля, необходимые для изоляции, придания прочности и передачи различных сред - жидкостей, газов, электроэнергии, информации. При этом в качестве рабочих тел могут быть использованы твердое тело, жидкость, газ или их комбинация. Особенностью предложенного шлангокабеля является то, что каналы, заполненные рабочими телами, соединены своими концами друг с другом. Причем указанные рабочие тела имеют различную плотность и разделены между собой эластичными поршнями. Кроме того, шлангокабель может содержать дополнительно глухие каналы, постоянно заполненные рабочим телом низкой плотности. Предложен также способ доставки глубинного прибора в интервал исследования скважины при помощи предложенного шлангокабеля. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх