Способ исследования месторождений углеводородов



Способ исследования месторождений углеводородов
Способ исследования месторождений углеводородов
Способ исследования месторождений углеводородов
Способ исследования месторождений углеводородов

 


Владельцы патента RU 2597395:

Акционерное общество "Зарубежнефть" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности при организации внутрипластового горения (ВПГ). Техническим результатом изобретения является увеличение информативности об исследуемом объекте разработки, определение температуры в зоне теплового воздействия, в частности в зоне горения при ВПГ, для оптимизации режимов закачки окислителя и/или теплоносителя и/или вытесняющего агента в пласт. Способ заключается в закачке в нагнетательную скважину вместе с вытесняющим и/или кислородосодержащим агентом трассирующего агента, меняющего химическую формулу при требуемой температуре, но сохраняющего трассирующие свойства и регистрации концентрации как исходного, так и трансформированного трассирующего агента в добывающих скважинах. Для этого по меньшей мере в одну нагнетательную скважину закачивают по меньшей мере один трассирующий агент, меняющий химическую формулу при требуемой температуре, но сохраняющий трассирующие свойства, и регистрируют концентрацию отдельно исходного и трансформированного трассирующего агента по меньшей мере в одной добывающей скважине. После чего по соотношению исходного и трансформированного трассирующих агентов в продукции скважин оценивают температуру и размеры зоны теплового воздействия или горения. 4 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности при организации внутрипластового горения (ВПГ).

Известен способ (аналог) определения характера фильтрации жидкости в пласте (SU 1473405 А1, 30.01.1994), основанный на закачке индикатора в нагнетательную скважину и последующем его определении в отбираемой из добывающей скважины продукции, причем для исключения деструкции индикатора и сорбции его породой в качестве индикатора в нагнетательную скважину закачивают предварительно введенные в клетки микроорганизмов флюорохромы (различные окрашиватели), устойчивые к пластовой жидкости (биомассу микроорганизмов).

Известен способ (аналог) контроля разработки многопластовых нефтяных месторождений (SU 1730442 А1, 30.04.1992), включающий отбор проб добываемой жидкости из каждого нефтеносного пласта и продукции скважины, затем определяют в водной фазе проб содержание химических компонентов, закачивают в нефтеносные пласты поочередно водные растворы тех же химических компонентов (например, растворы галоидов и нитратов щелочных металлов) и по изменению их концентрации в пробах продукции скважины судят о фильтрационных характеристиках нефтеносных пластов и их относительном водном дебите.

Известен способ (прототип) исследования жидкофазных динамических процессов в пластах (нефтяных и водоносных) с аномально низким давлением (RU 2164599 С1, 27.03.2001), включающий использование индикаторов нескольких цветов в виде жидкой суспензии микрогранул, состоящих из смеси поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества, каждый из которых (индикатор одного цвета) закачивают в соответствующую нагнетательную скважину и отбирают пробу из наблюдательных скважин, определяя концентрацию индикатора каждого цвета, затем по найденному множеству значений изменения концентрации индикатора каждого цвета во времени в призабойной зоне пласта определяют его емкостно-фильтрационные свойства и направление жидкофазных потоков.

Недостатком указанных способов является термическое разрушение трассеров при применении тепловых методов, что существенно снижает их информативность при ВПГ.

Предлагаемое решение позволяет не только устранить этот недостаток, но и получить принципиально новую информацию - оценку величины температуры в зоне теплового воздействия в нефтяном пласте, в частности, оценить температуру в зоне горения при ВПГ.

Целью изобретения является повышение эффективности разработки месторождений углеводородов при использовании тепловых методов, которое достигается за счет оптимизации режимов закачки окислителя и/или теплоносителя и/или вытесняющего агента в пласт на основе определения температуры в зоне теплового воздействия, в частности в зоне горения при ВПГ и увеличения информативности об исследуемом пласте.

Сущность изобретения

Сущность предлагаемого способа заключается в том, что закачивают, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину вместе с закачиваемым агентом по меньшей мере один трассирующий агент, меняющий химическое строение (трансформирующийся) при требуемой температуре. Проводят регистрацию концентрации отдельно исходного и трансформированного трассирующего агента по меньшей мере в одной добывающей скважине, после чего по соотношению исходного и трансформированного трассирующих агентов в продукции скважин оценивают температуру и размеры зоны теплового воздействия или горения

Для реализации способа дополнительно могут быть использованы следующие отдельные технические решения:

при закачке кислородосодержащей смеси в залежь эпизодически или регулярно проводят исследования на наличие трансформированного трассирующего агента в продукции по меньшей мере одной добывающей скважины, и при появлении последнего делают заключение о начале процесса горения;

по меньшей мере в одну скважину по меньшей мере в один пласт или пропласток одновременно закачивают по меньшей мере два трассирующих агента, меняющих химическое строение (трансформирующихся) при двух различных температурах;

температура трансформации по меньшей мере одного трассирующего агента выше возможной температуры в зоне нагрева или горения;

температура трансформации по меньшей мере одного трассирующего агента ниже возможной температуры в зоне нагрева или горения, но выше начальной пластовой температуры.

В качестве трассирующих агентов в предлагаемом способе могут быть использованы, например, различные химические и радиоактивные пластовые трассеры, индикаторы или маркеры как искусственные, специально разработанные для этих целей, так и естественные присутствующие в природе [1].

Существенными признаками способа является закачка, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину вместе с закачиваемым агентом трассирующего агента в требуемой концентрации.

Следующие признаки изобретения отнесены авторами к частным вариантам реализации способа, охарактеризованного в независимом пункте формулы:

регистрация концентрации трассирующего агента, по меньшей мере, в одной добывающей скважине;

закачка по меньшей мере одного трассирующего агента, меняющего химическое строение (трансформирующегося) при требуемой температуре;

регистрация концентрации отдельно исходного и трансформированного трассирующего агента по меньшей мере в одной добывающей скважине;

оценка температуры и размеров зоны теплового воздействия или горения по соотношению исходного и трансформированного трассирующих агентов в продукции скважин;

закачка кислородосодержащей смеси в залежь;

эпизодическое или регулярное проведение исследований на наличие трансформированного трассирующего агента в продукции по меньшей мере одной добывающей скважины;

заключение о начале процесса горения при появлении трансформированного трассирующего агента в продукции скважин;

одновременная закачка по меньшей мере в одну скважину по меньшей мере в один пласт или пропласток по меньшей мере двух трассирующих агентов, меняющих химическое строение (трансформирующихся) при двух различных температурах;

температура трансформации по меньшей мере одного трассирующего агента может быть выше возможной температуры в зоне нагрева или горения;

температура трансформации по меньшей мере одного трассирующего агента может быть ниже возможной температуры в зоне нагрева или горения, но выше начальной пластовой температуры.

Изобретение поясняется фиг. 1, на которой схематично приведен пример реализации предлагаемого способа, фиг. 2 с диаграммой пропорций в смеси трассеров, представленных в таблице 1 описания, и фиг. 3 с диаграммой пропорций в смеси трассеров, представленных в таблице 2.

Примеры реализации предлагаемого способа.

Пример 1. Использование одного трансформирующегося трассера.

На фиг.1 схематично приведен пример реализации предлагаемого способа. Изображено нагнетание воздуха и закачка трассера, способного менять химическое строение (трансформироваться) при температуре в зоне горения (250°С) в одну нагнетательную скважину. Регистрация исходного и трансформированного трассирующих агентов осуществляется через две добывающие скважины. Показано, что при определенных условиях в пласте образуется зона горения с высокой температурой 250-450°С, в которой происходят окислительные реакции и крекинг углеводородов.

В таблице 1 приведена пропорция исходного и трансформированного трассеров, в начальной смеси трассеров, закачиваемой в скважину, а также три варианта различных пропорций трассеров, зарегистрированных в добывающих скважинах. Начальная температура пласта 70°С, температура трансформации трассера 250°С.

На фиг. 2 изображена диаграмма пропорций в смеси трассеров, представленных в таблице 1.

Вариант 1 соответствует случаю, когда в добывающей скважине появился только исходный трассер. Очевидно, температура в пласте не превышает температуру трансформации трассера, то есть меньше 250°С.

Вариант 2 соответствует случаю, когда в добывающей скважине удалось зарегистрировать практически только трансформированный трассер, доля исходного трассера незначительна. Очевидно, температура в пласте превышает температуру трансформации трассера, то есть больше 250°С.

Вариант 3 соответствует случаю, когда доля исходного и трансформированного трассеров в их смеси в добывающей скважине сопоставимы между собой. Здесь возможны два разных объяснения: 1) температура в зоне горения близка к 250°С; 2) зона горения возникла только в части пластов, пропластков или трещин, в остальных частях залежи горения еще нет.

Пример 2. Использование нескольких трансформирующихся трассеров.

В таблице 2 приведена пропорция исходных и трансформированных трассеров, в начальной смеси трассеров, закачиваемой в скважину, а также три варианта различных пропорций трассеров, зарегистрированных в добывающих скважинах. Начальная температура пласта 70°С.

На фиг. 3 изображена диаграмма пропорций в смеси трассеров, представленных в таблице 2.

Вариант 1 соответствует случаю, когда в добывающей скважине появились только исходные трассеры. Очевидно, температура в пласте не превышает температуру трансформации первого трассера, то есть меньше 200°С.

Вариант 2 соответствует случаю, когда в добывающей скважине зарегистрирован первый трансформированный трассер и второй исходный, причем доля первого исходного трассера незначительна, а второй трансформированный отсутствует вовсе. Очевидно, температура в пласте превышает температуру трансформации первого трассера, но меньше температуры трансформации второго трассера. Соответственно температура в прогретой зоне пласта от 200°С до 300°С.

Вариант 3 соответствует случаю, когда среди зарегистрированных трассеров присутствуют практически только трансформированные. Следовательно, температура в прогретой зоне пласта превышает 300°С.

Источники информации

1. Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы изучения нефтеносных пластов. - М.: Недра, 1986. - 157 с.

1. Способ исследования месторождений нефти, заключающийся в закачке по меньшей мере в одну нагнетательную скважину вместе с закачиваемым агентом трассирующего агента в требуемой концентрации, меняющего химическое строение при известной температуре, и в регистрации его концентрации на добывающих скважинах, отличающийся тем, что регистрируют концентрацию отдельно по меньшей мере одного исходного и трансформированного трассирующего агента по меньшей мере в одной добывающей скважине, после чего по соотношению исходного и трансформированного трассирующих агентов в продукции скважин оценивают температуру и размеры зоны теплового воздействия или горения.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при закачке кислородосодержащей смеси в залежь эпизодически или регулярно проводят исследования на наличие трансформированного трассирующего агента в продукции по меньшей мере одной добывающей скважины, и при появлении последнего делают заключение о начале процесса горения.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что одновременно закачивают по меньшей мере в одну скважину по меньшей мере в один пласт или пропласток по меньшей мере два трассирующих агента, меняющих химическое строение (трансформирующихся) при двух различных температурах.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что температура трансформации по меньшей мере одного трассирующего агента выше возможной температуры в зоне нагрева или горения.

5. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что температура трансформации по меньшей мере одного трассирующего агента ниже возможной температуры в зоне нагрева или горения, но выше начальной пластовой температуры.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, повышение качества очистки внутрискважинного оборудования от АСПО, снижение нагрузок на колонну штанг штангового насоса.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности, при организации внутри пластового горения (ВПГ).

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований в процессе бурения при проводке горизонтальных и наклонно направленных нефтяных и газовых скважин совместно с забойными телеметрическими системами.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин содержит газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиками давления, температуры и газовым расходомером, связанными с микропроцессором, жидкостную линию и общий коллектор, связанный с газовой и жидкостной линией.

Изобретение относится к горному делу. В частности, предложен способ выбора объектов в пробуренных нефтегазовых скважинах для проведения гидроразрыва пласта на месторождениях с участками с невыработанными - остаточными «целиками» нефти, включающий этапы, на которых: исследуют бурящиеся скважины наклонометром, выделяют с его помощью природные субвертикальные и вертикальные трещины на указанных участках, в том числе не пересекающих ствол скважины, строят на основе статистической обработки показаний наклонометра полярную диаграмму - «розы» распределения азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин в продуктивном пласте, далее производят совмещение полярной диаграммы - «розы» азимутальных направлений природных трещин в продуктивном пласте с координатами их вертикальной и субвертикальной пространственной ориентации в околоскважинном пространстве в диапазоне 60-90 град, зарегистрированных для каждого продуктивного объекта в конкретном стволе скважины, с положением этой скважины на карте распределения текущих или остаточных запасов данного месторождения и выбирают для ГРП ту скважину, в раствор с угловой характеристикой в пределах 15-20 град азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин которой попадает более 60% поперечного диаметра площади остаточного «целика» нефти.

Изобретение относится к средствам для получения геологического пространства для испытания в скважинных условиях новых средств для использования в скважинах. Предложена система для обеспечения пространства для формирования геологического испытательного пространства для проверки непроверенных приборов с истощенной геологической структурой во время закрытия скважины.

Изобретение относится к средствам для проведения испытаний в скважинах. Техническим результатом является обеспечение эффективной работы по добыче углеводородов за счет своевременного выявления ухудшения работы скважин на месторождении и установление новых режимов работы скважин или необходимости их ремонта.

Изобретение относится к средствам передачи информации из скважины на поверхность. Техническим результатом является повышение эффективности использования поплавкового клапана и снижение затрат энергии на передачу информации по давлению на поверхность.

Изобретение относится к области промысловой геофизики, а именно к устройствам для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения и передачи их на поверхность.

Изобретение относится к средствам для направленного бурения скважин, в частности к электромагнитным каротажным средствам при параллельном бурении скважин. Техническим результатом является повышение качества получаемых сигналов при определении местонахождения второго ствола скважины относительно первого, за счет оптимизации расстояния передатчик-приемник и рабочей частоты каротажного инструмента.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к методам гидродинамических исследования пластов (далее - ГДИС) в добывающей скважине в процессе добычи нефти. Техническим результатом является обеспечение высокого качества ГДИС, расширение возможности интерпретации получаемых результатов при одновременном сокращении времени исследований по снятию кривых восстановления пластового давления в добывающих скважинах, преимущественно в низкопродуктивных скважинах, эксплуатирующих сложнопостроенные неоднородные, расчлененные и в большей степени карбонатные коллекторы. Способ гидродинамического исследования пласта включает компоновку в скважине глубинно-насосного оборудования, которая состоит из колонны НКТ, насосной установки, соединяемого с ней напрямую или посредством хвостовика запорного устройства. Запорное устройство работает по принципу традиционного обратного клапана, выполнено с возможностью обеспечения его перекрытия путем размещения столба жидкости в затрубном пространстве высотой, обеспечивающей давление над запорным устройством заведомо большим, чем ожидаемое пластовое давление залежи. Запорное устройство выполнено с возможностью обеспечения разобщения подпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины и надпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины, включающей затрубное пространство и объем НКТ. Манометр размещают ниже запорного устройства снаружи или внутри НКТ, над или под пакером, который устанавливают максимально приближенным к залежи, но выше ее. После отключения насосной установки и перекрытия на устье затрубного и трубного пространства производят закрытие запорного устройства для исключения попадания пластового флюида из залежи в надпакерную зону эксплуатационной колонны, включающую затрубное пространство и объем НКТ, и осуществляют регистрацию показаний с манометра по скорости изменения забойного давления во времени. Затем после окончания гидродинамических исследований по результатам регистрации показаний с манометра производят запуск насосной установки в работу, выполняют откачку ранее размещенной в затрубном пространстве жидкости с одновременным открытием в результате откачки запорного устройства и осуществляют дальнейшую эксплуатацию скважины. Расстояние между указанным запорным устройством и пакером составляет не более 100 м. По второму варианту в качестве запорного устройства используют электроклапан, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи электрического сигнала с устья через кабель, или клапан, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи гидравлического сигнала с устья с помощью капиллярной трубки. Далее производят открывание указанного клапана и последующий запуск насосной установки в работу. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх