Способ определения параметров ближней зоны пласта

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при планировании проведения технологического воздействия на призабойную зону скважины с целью повышения приемистости нагнетательных скважин. Решается задача увеличения числа оцениваемых параметров и повышение достоверности оценки состояния ближней зоны пласта. Способ включает нагнетание жидкости в пласт при постоянном расходе, остановку скважины, измерение забойного давления и температуры, интерпретацию кривой давления методом кривой падения давления (КПД), определение проницаемости удаленной зоны пласта (k) и скин-фактора (S). Перепад давления (ΔРs) на забое определяют за счет скин-эффекта, графически находят тангенс угла наклона кривой зависимости функции изменения температуры от времени (m1n), вычисляют значения проницаемости (ks) и радиус (rs) ближней зоны пласта по математическим формулам. 5 ил., 3 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при планировании проведения технологического воздействия на призабойную зону скважины с целью повышения приемистости нагнетательных скважин.

Из уровня техники известны различные способы определения параметров призабойной и удаленной зон пласта.

Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта [патент РФ 2522579, кл. E21B 47/00, E21B 49/00, опублик. 20.07.2014] 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. Способ позволяет определить параметры удаленной зоны пласта при использовании нескольких методов с учетом послепритока, в случае ухудшенного состояния призабойной зоны пласта определить размеры и свойства призабойной зоны пласта, используя определенные ранее значения проницаемости удаленной зоны пласта. Состояние призабойной и удаленной зон пласта оценивается по значениям диагностического признака, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и размеров призабойной зоны пласта.

Способы, предложенные в [патент РФ 2189443, кл. E21B 47/00, опублик. 20.09.2002; патент РФ 2179637, кл. E21B 49/00, E21B 47/00, опублик. 20.02.2002], основаны на импульсной нестационарной закачке реагента. Подходы заключаются в определении накопленного расхода и работы, затрачиваемой на нестационарное течение в призабойной зоне пласта единицы расхода реагента, расчет коэффициента скин-эффекта, измерении режимов закачки реагента при достижении необходимых фильтрационных свойств призабойной зоны пласта. Данный подход позволяет определить гидропроводность, пьезопроводность, радиус призабойной зоны и коэффициент скин-эффекта для каждого замера в условиях импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости во время каждого режима закачки.

В патенте [патент США №4799157, кл. E21B 49/00, E21B 047/00; G01F 013/00, опублик. 17.01.1989] описан способ испытания скважины для оценки проницаемости и скин-фактора двух пластов одного коллектора. Способ заключается в выполнении двух последовательных гидродинамических исследований скважины (ГДИС) путем создания депрессии на забое с перестановкой каротажного зонда и последующей интерпретацией данных о дебитах и давлениях.

Общим недостатком указанных патентов является то, что все они требуют специального оборудования или специальных операций в скважине для определения свойств призабойной зоны пласта и не используют промысловых данных по температуре.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ гидродинамического исследования скважин [патент США №8116980, кл. G01V 1/40; E21B 47/00, опублик. 14.12.2012], который включает закачку жидкости при постоянном расходе или смене режимов закачки и измерение забойного давления, закрытие скважины и измерение забойного давления и температуры, интерпретацию кривой давления методом кривой падения давления (КПД), определение параметров пласта (проницаемость удаленной зоны пласта, пластовое давление, общий скин-фактор, скин-фактор межфазного взаимодействия), расчет продуктивности скважины.

Недостатком известного способа является малое число измеряемых параметров, невысокая точность определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и трудности в определении потенциала скважины.

В изобретении решается задача увеличения числа оцениваемых параметров и повышение достоверности оценки состояния ближней зоны пласта.

Техническим результатом является повышение точности определения параметров, характеризующих состояние ближней зоны пласта.

Поставленная задача решается тем, что в способе определения параметров ближней зоны пласта, включающем нагнетание жидкости в пласт при постоянном расходе, остановку скважины, измерение забойного давления и температуры, интерпретацию кривой давления методом КПД, определение проницаемости удаленной зоны пласта (k) и скин-фактора (S), согласно изобретению определяют перепад давления на забое за счет скин-эффекта (ΔPs), находят графически тангенс угла наклона кривой зависимости функции изменения температуры от времени (m1n), вычисляют значения проницаемости (ks) и радиус (rs) ближней зоны пласта по формулам

где α - коэффициент теплообмена с окружающими породами, (cρƒ) - объемная теплоемкость флюида, - внутренний радиус скважины, μ - вязкость жидкости.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена схематическая иллюстрация кривой изменения температуры ΔT и аппроксимация полученной кривой линейной функцией ; на фиг. 2 - схематическая иллюстрация разности полученной линейной функции и температурной кривой ΔT в полулогарифмических координатах; на фиг. 3 - аппроксимация промысловой кривой ΔT линейной функцией ; на фиг. 4 - производная разности полученной линейной функции и температурной кривой ΔT в полулогарифмических координатах по оси x: на фиг. 5 - разности полученной линейной функции и температурной кривой ΔT в полулогарифмических координатах по оси y.

Сущность изобретения заключается в следующем. Определение параметров призабойной зоны пласта имеет большое значение при испытании скважины на приемистость, определении потенциала скважины и планировании технологического воздействия на призабойную зону. Неточная или несвоевременно полученная информация приводит к перерасходу жидкости или к недостижению задач обработки. Анализ состояния призабойной зоны скважины позволит контролировать параметры технологического воздействия и проводить оперативное вмешательство.

Гидродинамическое исследование скважин позволяет оценить проницаемость удаленной зоны пласта, пластовое давление, значение скин-фактора, который характеризует состояние призабойной зоны пласты. Однако основной проблемой остается бесконечный набор значений проницаемости и радиуса скин-зоны, которые соответствуют определенному значению скин-фактора [1]. Стандартная методика ГДИС [2, 3] предполагает, что температура в пласте постоянна, однако замеры температуры показали, что ее значения могут изменяться существенно. Поскольку температурный фронт распространяется значительно медленнее, чем фронт давления, представляется возможным из данных по температуре, которая зависит от скорости фильтрации, градиента давления, свойств жидкости и породы, определить околоскважинные характеристики пласта, такие как радиус и проницаемость скин-зоны.

Предлагаемое изобретение осуществляется следующим образом. Чтобы провести анализ влияния различных температурных эффектов на изменение температуры во время остановки нагнетательной скважины, был разработан численный код на основе метода контрольного объема. Рассматривалась одномерная радиальная фильтрация жидкости в пласт с учетом влияния ствола скважины и послепритока/послеоттока жидкости. Решалась полная задача, включающая уравнения для расчета распределения давления и температуры в пласте, с учетом следующих температурных эффектов: кондуктивной и конвективной теплопроводности, эффекта Джоуля-Томсона, адиабатического расширения и теплообмена с окружающей средой. Оценка температурных эффектов показала, что во время остановки нагнетательной скважины основным источником тепла является теплообмен с окружающей средой, а основным видом переноса тепла - кондуктивная теплопроводность. Однако на начальных этапах (2-4 часа после остановки скважины) основную роль в переносе тепла в пласте выполняет продолжающийся отток жидкости из скважины (конвективная теплопроводность). Этот начальный этап и представляет существенный интерес, поскольку по скорости оттока жидкости возможно определить недостающие параметры скин-зоны. Ввиду этого для начального этапа остановки изменение температуры в скважине можно записать как

где q1 - приток тепла в единицу объема скважины, q2 - опок тепла из единицы объема скважины, q3 - тепловой поток в скважину за счет теплообмена с окружающей средой (нагрев со стороны обсадной колонны). Отметим, что первые два слагаемых (q1, q2) отвечают за конвективный перенос тепла, третье слагаемое (q3) связано с теплообменом с окружающей средой. Тогда (1) можно переписать как

Уравнение (2) - обыкновенное дифференциальное уравнение (ОДУ), решение которого имеет следующий вид:

Здесь Т - температура, p - давление, v - скорость фильтрации, с - удельная теплоемкость, ρ - плотность, λ - коэффициент теплопроводности, - коэффициент теплообмена с окружающей средой, - внутренний радиус скважины, - внешний радиус скважины, индекс «ƒ» относится к жидкости, «с» - к обсадной колонне, Т0 - температура нагнетаемой жидкости, Те - температура окружающих пород, С' - константа интегрирования.

При начальном условии T(0)=Тe решение (3) можно записать

Полученное аналитическое решение (4) при ряде допущений хорошо согласуется с численными расчетами, полученными для полной модели, описанной выше. Относительная погрешность составляет 0,29%. Таким образом, аналитическая формула (4) хорошо описывает динамику температуры на забое и может быть использована при разработке способа определения фильтрационных параметров ближней зоны пласта для остановленных нагнетательных скважин.

Способ состоит из следующих этапов.

Этап 1. Введение нагнетательной скважины в работу с постоянным расходом Q.

Этап 2. Остановка нагнетательной скважины и измерение забойного давления и температуры.

Этап 3. Интерпретация кривой давления методом КПД.

Этап 4. Определение параметров удаленной зоны пласта по стандартной методике ГДИС: общий скин-фактор S, проницаемость k.

Этап 5. Вычисление перепада давления на забое за счет скин-эффекта

Этап 6. Определение скорости фильтрации в ближней зоне пласта как функции от неизвестных проницаемости скин-зоны ks и ее радиуса rs

Этап 7. Определение по табл. 1 изменения температуры ΔT, функций , в зависимости от того какая закачка (горячая или холодная) производилась (фиг. 1), где tv - это время после остановки скважины (2-4 часа).

Этап 8. Преобразование аналитического решения (4) к виду

Этап 9. Построение графика функции в зависимости от t (график 1) и графика ее производной (график 2)

Этап 10. Нахождение участка, где производная (8) постоянна (график 2), и выделение этого участока на графике 1. Определение тангенса угла наклона прямой на найденном участке m1n (фиг. 2).

Этап 11. Из (6), (7) и найденного тангенса угла наклона получается тождество

Из формулы (9) выражается rs;

Радиус ближней зоны пласта rs также можно выразить из аналитической формулы, связывающий значения скин-фактора, проницаемости и радиуса ближней зоны пласта [1]

Приравнивая (10) и (11), получается нелинейное уравнение на ks

Решая систему уравнений (11) и (12), определяются неизвестные параметры ближней зоны пласта (проницаемость ks и радиус rs загрязнения).

Таким образом, разработанный способ на базе анализа промысловых данных изменения температуры совместно со стандартной методикой ГДИС позволяет определить параметры ближней зоны пласта.

Технико-экономическое преимущество разработанного способа заключается в определении радиуса и степени загрязнения ПЗП. Полученные параметры могут быть использованы при планировании проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) методом соляно-кислотной обработки (СКО) ПЗП.

Пример использования разработанного способа. Исследовалась скважина ХХХХ месторождения Y. Скважина долгое время работала с постоянным дебитом. Затем была остановлена для проведений ГДИС по КПД на 60 часов. Датчик измерения давления и температуры был спущен до верхних дыр перфорации (ВДП), и проводилась запись на протяжении всего этапа остановки скважины. Проведена интерпретация промысловых данных по КПД. Полученные параметры исследования представлены в табл. 2 (исследование хорошей достоверности).

Анализ температурных данных проводился на основе разработанного способа. Закачивалась холодная жидкость, поэтому для вычисления изменения температуры ΔT, функций β(t), и коэффициента к использовалась вторая колонка табл. 1. Аппроксимация промысловой кривой ΔT линейной функцией представлена на фиг. 3. Согласно этапу 9 строим график функции в зависимости от t (фиг. 5) и график ее производной (фиг. 4). Находим участок, где производная, вычисленная по формуле (8), постоянна (фиг. 4), и отмечаем этот участок на фиг. 5. Находим перепад давления (ΔPs) и тангенс угла наклона прямой на этом участке (m1n). Определенные параметры представлены в табл. 3. Согласно этапу 11 получаем нелинейное уравнение на проницаемость ближней зоны пласта ks

Из уравнения (13) находим значение ks=1,41 μД, а по формуле (11) определяем радиус ближней зоны пласта rs

Источники информации

1. Hawkins М.F. A Note on the Skin Effect / M.F. Hawkins // Trans. AIME- 1956. - V. 207. - P. 356-357.

2. Дeева T.A. Гидродинамические исследования скважин: анализ и интерпретация данных / Т.А. Деева. М.Р. Камартдинов, Т.Е. Кулагина. П.В. Мангазеев. - Томск: Издательство ТПУ, 2009. - 243 с.

3. Earlougher R.C. Advances in well test analysis / R.C. Earlougher // Society of Petroleum Engineer's Monograph 5, 1977. - 264 p.

Способ определения параметров ближней зоны пласта, включающий нагнетание жидкости в пласт при постоянном расходе, остановку скважины, измерение забойного давления и температуры, интерпретацию кривой давления методом кривой падения давления (КПД), определение проницаемости удаленной зоны пласта (k) и скин-фактора (S), отличающийся тем, что определяют перепад давления на забое за счет скин-эффекта (ΔPs), находят графически тангенс угла наклона кривой зависимости функции изменения температуры от времени (mln), вычисляют значения проницаемости (ks) и радиус (rs) ближней зоны пласта по формулам

, ,

где α - коэффициент теплообмена с окружающими породами, (cρ)ƒ - объемная теплоемкость флюида, - внутренний радиус скважины, μ - вязкость жидкости.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области бурения, а именно к средствам для исследования продуктивных пластов бурящихся нефтедобывающих скважин. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей наддолотного модуля - НДМ в составе бурильного инструмента и снижение трудозатрат на проведение исследований вскрываемых продуктивных пластов.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для исследования проницаемости пластов газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, оценки газогидродинамической взаимосвязи между отдельными скважинами.

Изобретение относится к способу исследования буровых скважин и к бурильной системе, а также к устройству для исследования скважин. Способ исследования буровых скважин содержит первый этап обеспечения для обеспечения бурового инструмента (1), содержащего по меньшей мере одну бурильную штангу (2) и узел (3) бурового долота, второй этап обеспечения для обеспечения инструмента для исследования скважин, содержащего сенсорное устройство для измерения параметров скважины (6), этап размещения для размещения инструмента для исследования скважин внутри бурового инструмента (1), этап бурения для бурения с помощью бурового инструмента (1) скважины (6) посредством процесса бурения, включающего в себя, по меньшей мере, ударное бурение, этап измерения для измерения параметров скважины (6) посредством инструмента для исследования скважин с получением данных о скважине (6), и этап обработки для обработки данных о скважине (6) устройством (7) обработки данных, чтобы получить информацию о состоянии скважины.

Изобретение относится к области исследования свойств горных пород. При этом осуществляют отбор по меньшей мере одного образца породы пласта-коллектора и на отобранном образце породы определяют плотность, пористость и компонентный состав породы.

Изобретение относится к области строительства, в частности к способам проведения геомеханических испытаний. Способ включает бурение скважины, внедрение в испытываемый грунт лопастей крыльчатки, создание в испытываемом грунте радиальных сжимающих напряжений, постоянных в течение опыта, приложение к лопастям крыльчатки ступенчато-возрастающего крутящего момента, фиксацию максимального крутящего момента, вызывающего предельные сдвиговые касательные окружные напряжения, повторение опыта на аналогичном участке при другом уровне сжимающих радиальных напряжений и определение по парам значений сжимающих и сдвигающих напряжений параметров прочности грунта - угла внутреннего трения и удельного сцепления, причем испытание производится в извлеченном из скважины керне, при этом радиальные сжимающие напряжения создаются путем обжатия боковой поверхности керна, а лопастная крыльчатка внедряется по центру испытываемого керна.

Группа изобретений относится к контрольно-измерительной технике и предназначена для использования в нефтедобывающей промышленности для исследования пластов, а именно к способу получения пробы сверхвысоковязкой нефти или битума из образца нефтенасыщенного керна пластового резервуара, и может быть использовано в научном и проектном обеспечении, научно-исследовательских работах в области геологии и разработки нефтегазовых месторождений, в том числе нетрадиционных месторождений углеводородов сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к построению карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений. Используют результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в соответствующие базы данных.

Изобретение относится к разведке нефтяных месторождений, в частности к дальномерной системе позиционирования и методике с применением магнитных монополей. Техническим результатом является точное определение местоположения приемника относительно передатчиков и определение расстояния между передатчиком и приемником за счет использования передатчика и/или приемника, содержащего магнитный монополь.

Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для обеспечения безопасности при подземной разработке газоносных угольных пластов.

Изобретение относится к области исследования фазовых проницаемостей коллекторов нефти и газа. Техническим результатом является повышение точности измерения электрического сопротивления образца, что в свою очередь обеспечивает повышение точности определения его водонасыщенности.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть применено в гидроразрыве пласта при одновременном контроле геометрических и гидродинамических параметров трещины в реальном времени.

Система и способ контроля давления, температуры и/или вибрации при неблагоприятных окружающих условиях, не требующие применения активных электронных устройств или контура генератора в таких условиях.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - предотвращение снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, повышение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к технике нефтепромыслового оборудования и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов и при текущем ремонте скважин без их глушения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении газогидродинамических исследований и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Изобретение относится к области мониторинга и обеспечения безопасности технологических процессов подземного хранения газа, может быть использовано в атомной, газовой, нефтяной, химической промышленности.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований (ГДИ) скважин на месторождениях с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Изобретение относится к сооружению скважины и, в частности, к контролю свойств скважинных инструментов во время сооружения скважины. Техническим результатом является поддерживание скважинных инструментов в безопасных рабочих пределах.

Создана система измерения давления (10). Система (10) включает в себя зонд (16) измерения давления, выдвигающийся в технологическую текучую среду и имеющий датчик (50) давления с электрической характеристикой, которая изменяется вместе с давлением технологической текучей среды.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к построению карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений. Используют результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в соответствующие базы данных.

Настоящее изобретение относится к системе и способу выявления аномальных скачков порового давления на границах разделов в непробуренных геологических формациях и к системе для осуществления этого способа. Техническим результатом является прогнозирование аномального давления в формациях, которые еще только должны быть пробурены, на расстоянии несколько метров перед буром. Система характеризуется тем, что она содержит бур для бурения формации, электроакустический преобразователь, содержащий передатчик и приемник, интегрированный в указанный бур, при этом указанный электроакустический преобразователь связан с электронным обрабатывающим блоком, предназначенным для: питания указанного электроакустического преобразователя, генерирования посредством электроакустического преобразователя первых звуковых волн давления в направлении оси (А) указанного электроакустического преобразователя и приема отраженного сигнала в виде отраженных первых звуковых волн давления, создаваемых по меньшей мере на одной границе раздела вследствие перехода от первой ко второй, отличной от нее, геологической формации, которые расположены последовательно вдоль направления (А) излучения указанного электроакустического преобразователя, вычисления, на основе указанного принятого отраженного сигнала, скорости (v1) указанных первых генерируемых звуковых волн давления и расстояния (d) между указанным электроакустическим преобразователем и указанной по меньшей мере одной границей раздела, генерирования посредством электроакустического преобразователя вторых звуковых волн давления в направлении указанной оси (А) электроакустического преобразователя и определения электрического импеданса (ZE) на контактах указанного электроакустического преобразователя, оценки, на основе указанного электрического импеданса (ZE), множества характеристических параметров указанных первой и второй геологических формаций и оценки давления в указанной второй геологической формации на основе указанной звуковой скорости (v1) и указанного расстояния (d), а также указанного множества характеристических параметров. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при планировании проведения технологического воздействия на призабойную зону скважины с целью повышения приемистости нагнетательных скважин. Решается задача увеличения числа оцениваемых параметров и повышение достоверности оценки состояния ближней зоны пласта. Способ включает нагнетание жидкости в пласт при постоянном расходе, остановку скважины, измерение забойного давления и температуры, интерпретацию кривой давления методом кривой падения давления, определение проницаемости удаленной зоны пласта и скин-фактора. Перепад давления на забое определяют за счет скин-эффекта, графически находят тангенс угла наклона кривой зависимости функции изменения температуры от времени, вычисляют значения проницаемости и радиус ближней зоны пласта по математическим формулам. 5 ил., 3 табл.

Наверх