Способ поиска проблемных скважин нефтяной залежи для проведения в них стимуляции методами опз или грп

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выбору скважин с закольматированной призабойной зоной пласта (ПЗП). Способ включает геофизические исследования скважин, а также лабораторные исследования керна, систематический замер дебита нефти, жидкости. В скважинах проводят гидродинамические исследования с выявлением скважин с повышенным скин-фактором. При этом для поиска проблемных скважин с закольматированной ПЗП используется графическая корреляция текущих значений фактического дебита жидкости скважины (ось Y) и показателя ее потенциала (ось X), рассматривающая сразу все добывающие скважины залежи, запущенные в работу за один период времени. При этом показатель потенциала скважины рассчитывается как произведение величин вскрытой начальной нефтенасыщенной толщины пласта, средней проницаемости ПЗП, разности между текущими пластовым давлением и забойным давлением в скважине, деленное на вязкость добываемой жидкости в пластовых условиях, а вязкость добываемой жидкости рассчитывается как среднее арифметическое от вязкости нефти и воды в пластовых условиях с учетом их содержания в продукции. Проблемными скважинами с вероятной кольматацией ПЗП признаются скважины, точки которых расположены на корреляции заметно ниже прямой, интерполирующей точки, подчиняющиеся прямой зависимости дебита жидкости скважины от ее показателя потенциала. При этом для отмеченных проблемных скважин строятся динамики дебита жидкости, нефти и воды за последний период эксплуатации и для проведения обработки призабойной зоны (ОПЗ) отбираются лишь те проблемные скважины, для которых падение дебита жидкости сопровождается падением дебита нефти. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выбору скважин с закольматированной осадками призабойной зоной пласта для проведения в них стимуляции с использованием обработки призабойной зоны (ОПЗ) или гидроразрыва пласта (ГРП).

Известен способ подбора скважин для стимуляции с проведением ОПЗ, заключающийся в анализе величины остаточной нефтенасыщенности их призабойной зоны пласта (ПЗП), а также расстояния остаточных запасов от забоя скважины [1, аналог]. Преимущества при этом отдаются тем скважинам, которые характеризуются наибольшей остаточной нефтенасыщенностью ПЗП. Недостатком данного способа является сложность расчета текущей нефтенасыщенности ПЗП скважины на основе ее текущей обводненности продукции с использованием функции Бакли-Леверетта, из-за сложности точного определения данной функции, т.к. существует возможность обводнения продукции скважины не только вытесняющей нефть водой, но и водой чуждой или подошвенной, что отрицательно скажется на точности расчета нефтенасыщенности, а также дороговизна инструментального определения текущей нефтенасыщенности ПЗП одновременно всех скважин залежи.

Известен способ подбора скважин для проведения ОПЗ, заключающийся в анализе величин текущей обводненности продукции (1), накопленного водожидкостного фактора (2), текущего темпа отбора приходящихся НИЗ нефти (3) и приходящихся остаточных извлекаемых запасов нефти (4) [2, аналог]. Преимущества отдаются тем скважинам, которые имеют наименьшие величины для трех первых показателей и наибольшие для четвертого.

Оба описанные способа не учитывают такой важный фактор эффективности стимуляции скважин с проведением ОПЗ или ГРП, как степень кольматации ПЗП осадками. Из практики известно, что основной задачей стимуляции скважины и основным фактором ее эффективности является очистка ПЗП скважины от кольматации осадками твердых углеводородов и минеральных солей. При этом чем выше степень кольматации ПЗП, тем при одинаковых условиях выше эффект от стимуляции в виде относительного прироста дебита нефти.

Известен способ подбора скважин для проведения ОПЗ или ГРП, заключающийся в анализе результатов гидродинамических исследований скважин, проводимых методом восстановления пластового давления [3, прототип]. При этом преимущества отдаются скважинам с наиболее высокими значениями скин-фактора, определенного по результатам гидродинамических исследований. Недостатками данного способа подбора скважин для проведения стимуляции является необходимость затрат достаточного времени и средств на проведение гидродинамических исследований скважин, необходимость остановки скважин для проведения в них исследований, что ведет к потерям в добыче нефти, а также невозможность одновременного проведения таких исследований одновременно на всех скважинах залежи.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагаемый способ поиска проблемных скважин нефтяной залежи с закольматированной ПЗП для проведения в них стимуляции с использованием ОПЗ или ГРП включает проведение в ходе бурения скважин специальных геофизических исследований, а также лабораторных исследований керна продуктивного пласта, позволяющих определить для каждой скважины толщину вскрытого нефтенасыщенного пласта, а также его проницаемость, физико-химических исследований свойств пластовой нефти и воды, систематический замер для каждой скважины дебита жидкости и нефти, забойного и пластового давления; при этом для поиска проблемных скважин с закольматированной ПЗП используется графическая корреляция текущих значений фактического дебита жидкости скважины (ось Y) и показателя ее потенциала по жидкости (ось X), рассматривающая сразу весь добывающий фонд залежи; при этом показатель потенциала скважины по жидкости рассчитывается как произведение величин вскрытой начальной нефтенасыщенной толщины пласта, средней проницаемости ПЗП, разности между текущими пластовым давлением и забойным давлением в скважине, деленное на вязкость добываемой жидкости в пластовых условиях; при этом вязкость добываемой жидкости рассчитывается как среднее арифметическое от вязкости нефти и воды в пластовых условиях с учетом их содержания в продукции; а проблемными скважинами с вероятной кольматацией ПЗП признаются скважины, точки которых на корреляции расположены заметно ниже прямой, интерполирующей точки, подчиняющиеся прямой зависимости дебита жидкости скважины от ее показателя потенциала по жидкости.

При этом точки на корреляции, максимально соответствующие прямой зависимости дебита жидкости от показателя потенциала по жидкости, а также интерполирующая их прямая определяются статистическим способом.

Потенциал ОПЗ в проблемной скважине рассчитывают как разницу между потенциальным ее дебитом жидкости и фактическим, а потенциальный дебит жидкости определяют как дебит, соответствующий значению показателя потенциала данной скважины согласно вышеописанной прямой зависимости.

Решаемой задачей и техническим результатом настоящего изобретения являются повышение эффективности способа выявления на залежи нефти проблемных скважин с закольматированной ПЗП для проведения в них стимуляции. Задача решается путем одновременного анализа всего фонда добывающих скважин залежи и выявления в нем всех проблемных скважин по продуктивности, что сокращает затраты времени и средств на исследования.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1) Проведение промыслово-геофизических исследований скважин при их бурении, а также лабораторных исследований керна, определение для каждой скважины величин вскрытой начальной нефтенасыщенной толщины пласта и средней проницаемости ПЗП; физико-химических исследований свойств пластовой нефти и воды.

2) Систематический замер дебита нефти, жидкости и обводненности продукции каждой скважины залежи, а также ее забойного и пластового давления.

3) Расчет для каждой скважины текущей вязкости добываемой жидкости как среднее арифметическое от значений вязкости нефти и воды в пластовых условиях с учетом их содержания в продукции.

4) Построение графической корреляции значений фактического текущего дебита жидкости скважины (ось ординат) и расчетного показателя ее потенциала по жидкости, охватывающей весь добывающий фонд нефтяной залежи.

5) Анализ полученной графической корреляции и поиск точек, подчиняющихся прямой линейной зависимости дебита жидкости нормальной скважины от показателя ее потенциала по жидкости и уточнение этих точек статистическим методом. Построение по этим точкам интерполирующей прямой.

6. Анализ точек, не подчиняющихся указанной прямой зависимости, и выявление среди них тех, которые расположены заметно ниже указанной интерполирующей прямой. Скважины, которые соответствуют указанным точкам, признаются проблемными благодаря кольматации ПЗП, либо благодаря пересыпанию интервала перфорации, либо благодаря иным причинам.

7) Для уточнения факта присутствия в скважинах проблемы для них анализируется динамика дебита жидкости. Присутствие проблемы подтверждается для тех скважин, на динамике дебита жидкости или расчетной продуктивности которых отмечается снижение значений за последний период эксплуатации. При этом в обводненных скважинах проведение ОПЗ рекомендуется лишь в том случае, если снижение дебита жидкости за последний период эксплуатации сопровождается снижением дебита нефти. В высокообводненных скважинах ОПЗ рекомендуется проводить по комплексной технологии с оторочкой геля-отклонителя.

8) Проведение ГДИ в отмеченных проблемных скважинах для уточнения характера проблемы, для определения скин-фактора и радиуса зоны кольматации ПЗП.

Таким образом, промысловые гидродинамические исследования проводятся на более надежно выявленных относительно прототипа предлагаемым способом проблемных скважинах. ГДИ на выявленных проблемных скважинах проводятся не только для подтверждения присутствия в скважине ЗКЦ, но и для определения величины скин-фактора и радиуса зоны кольматации ПЗП, что необходимо для составления дизайна ОПЗ или ГРП. Проведение ГДИ только в скважинах с надежным указанием на присутствие проблемы особенно актуально при диагностировании состояния всего фонда добывающих скважин нефтяной залежи. Оперативный поиск проблемных скважин с закольматированной ПЗП одновременно по всему фонду добывающих скважин позволяет проводить в них стимуляцию более обоснованно и более адресно.

ПРИМЕР

Выявление проблемных скважин с закольматированной ПЗП на западной среднедевонской залежи Возейского месторождения. На фиг. 1 представлена графическая корреляция значений текущего дебита жидкости добывающей скважины и ее расчетного показателя потенциала по жидкости, охватывающая весь добывающий фонд залежи по состоянию на 01.07.2014. Точки, соответствующие проблемным скважинам, которые находятся заметно ниже прямой линии, характерной для нормальных скважин прямой зависимости дебита жидкости от показателя потенциала по жидкости, окружены эллипсом (фиг. 1).

Построение линии прямой линейной зависимости дебита жидкости нормальной скважины от показателя ее потенциала по жидкости проводилось статистическим методом в следующем порядке.

На первом этапе на описанной корреляции было найдено положение линии прямой зависимости, с которой совпадало бы или которой касалось бы максимальное количество точек на корреляции.

На втором этапе параллельно полученному направлению описанной зависимости были отмечены границы областей различной ширины, охватывающих различное количество точек (отмечены пунктирными линиями на фиг. 2).

На третьем этапе для каждой полученной области определенной ширины по координатам попавших в нее точек методом интерполяции рассчитывалась усредняющая прямая линия (отмечена сплошной прямой на фиг. 2), а также коэффициент корреляции этих точек с этой линией.

На четвертом этапе строилась зависимость величины коэффициента корреляции попавших в данную область точек с усредняющей прямой от ширины области. Анализ зависимости показал, что коэффициент корреляции увеличивается с уменьшением ширины анализируемой области, а наибольший рост коэффициента корреляции отмечается после сужения области до определенной ширины (фиг. 3), которая и определила оптимальную выборку точек для расчета прямой зависимости потенциального дебита жидкости скважины от показателя потенциала скважины по жидкости.

Скважины, соответствующие точкам, расположенным на корреляции (фиг. 1) ниже данной прямой, были признаны проблемными по продуктивности из-за кольматации ПЗП, либо из-за пересыпания интервала перфорации, либо по другим причинам. Далее проблемность подобранных скважин проверялась динамикой дебитов жидкости и нефти согласно описанным выше принципам. Потенциальный прирост дебита нефти в проблемной скважине после ее успешной стимуляции определялся с помощью описанной графической корреляции как разница относительно оси ординат между потенциальным дебитом жидкости скважины, определяемым по значению показателя потенциала по жидкости с помощью описанной прямой зависимости, и фактическим дебитом. Данный показатель также использовался при ранжировании скважин для выбора объектов ОПЗ. При ранжировании скважин также использовалась величина потенциального прироста дебита нефти, рассчитываемая из потенциального прироста дебита жидкости и текущей обводненности скважины, значение которой переносилась на период после стимуляции.

Для подтверждения сделанных выводов были проанализированы результаты последних гидродинамических исследований скважин западной среднедевонской залежи Возейского месторождения. На дату анализа из отмеченных проблемных скважин исследованной оказалась лишь скважина 2304. Точка, соответствующая данной скважине на описанной выше корреляции (фиг. 1), отмечена жирной точкой. Результаты исследований показали, что скин-фактор данной скважины составил +5, что подтвердило выводы предлагаемого графоаналитического метода поиска проблемных скважин с закольматировнной ПЗП. В программе ГТМ на 2015 год данная скважина была рекомендована для стимуляции проведением ОПЗ. В 2015 году на данной скважине был успешно проведен ГРП, что подтвердило правильность рекомендации по стимуляции данной скважины.

Источники информации

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2003. 216 с. - аналог.

2. Межотраслевой научно-информационный тематический сборник. Газетная и журнальная информация / Под. ред. академика Тищенко А.С. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - Часть 1. - Аналог.

3. X. Мукерджи. Производительность скважин. М.: ЮКОС, 2001, 183 с. - прототип.

1. Способ выявления проблемных скважин с закольматированной призабойной зоной пласта (ПЗП), включающий геофизические исследования скважин для определения начальной нефтенасыщенной толщины, а также лабораторные исследования керна для определения средней проницаемости пласта в каждой скважине, систематический замер в каждой скважине дебита нефти, жидкости, анализ полученных данных и выявление проблемных скважин с закольматированной ПЗП, после чего в скважинах проводят гидродинамические исследования с выявлением скважин с повышенным скин-фактором, отличающийся тем, что для поиска проблемных скважин с закольматированной ПЗП используется графическая корреляция текущих значений фактического дебита жидкости скважины (ось Y) и показателя ее потенциала (ось X), рассматривающая сразу все добывающие скважины залежи, запущенные в работу за один период времени, при этом показатель потенциала скважины рассчитывается как произведение величин вскрытой начальной нефтенасыщенной толщины пласта, средней проницаемости ПЗП, разности между текущими пластовым давлением и забойным давлением в скважине, деленное на вязкость добываемой жидкости в пластовых условиях, а вязкость добываемой жидкости рассчитывается как среднее арифметическое от вязкости нефти и воды в пластовых условиях с учетом их содержания в продукции, при этом проблемными скважинами с вероятной кольматацией ПЗП признаются скважины, точки которых расположены на корреляции заметно ниже прямой, интерполирующей точки, подчиняющиеся прямой зависимости дебита жидкости скважины от ее показателя потенциала.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для выбора среди отмеченных проблемных скважин перспективных объектов проведения обработки призабойной зоны (ОПЗ) для отмеченных проблемных скважин строятся динамики дебита жидкости, нефти и воды за последний период эксплуатации и для проведения ОПЗ отбираются лишь те проблемные скважины, для которых падение дебита жидкости сопровождается падением дебита нефти.