Способ исследования низкопроницаемых коллекторов с минимальными потерями в добыче

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения фильтрационно-емкостных свойств низкопроницаемых пластов. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности методов исследования скважин, а также снижение потерь добычи при исследовании скважин методом кривой восстановления давления. Способ включает регистрацию дебита и забойного давления скважины в течение длительного периода работы скважины, остановку скважины с регистрацией кривой восстановления давления, интерпретацию данных периода работы скважины, анализ добычи/давления до получения наилучшего совмещения и интерпретацию кривой восстановления давления. При этом интерпретация кривой восстановления давления и анализ добычи/давления выполняются совместно и циклически до получения наилучшего совмещения кривой восстановления давления в остановленной скважине, кривой падения добычи/давления периода работы скважины с их теоретическими кривыми, при этом кривая восстановления давления является «недослеженной», интерпретация «недослеженной» кривой восстановления давления производится путем варьирования всех параметров, определяемых на ранних и средних временах и пластового давления, а значение проницаемости изменяется в узком диапазоне по первому циклу анализа добычи/давления, в свою очередь анализ добычи выполняется с варьируемыми в узком диапазоне параметрами, определяемыми на ранних и средних временах по интерпретации «недослеженной» кривой восстановления давления и варьированием значения проницаемости и пластового давления. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 6 ил.

 

Настоящее изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения фильтрационно-емкостных свойств низкопроницаемых пластов.

Известны способы определения пластового давления и коэффициента продуктивности скважин, основанные на экспериментальных методах восстановления давления и установившихся отборов (Щелкачев В.В. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме / Под ред. д.т.н. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1974).

К недостаткам данного типа исследований относится их большая продолжительность.

При исследованиях на неустановившемся режиме за искомый параметр принимается давление после окончания процесса исследования на восстановление (падение) давления. Время стабилизации давления в значительной степени зависит от коллекторских свойств пласта. Для скважин со средними и низкими дебитами (приемистостями) исследования этого типа также являются длительными. Продолжительная остановка скважин ведет к потерям в добыче нефти и увеличению эксплуатационных затрат.

Известен способ определения пластового давления в добывающих и нагнетательных скважинах (АС СССР №1265303 А1, МПК Е21В 47/06, опубл. 23.10.1986), включающий закрытие скважины, регистрацию кривой восстановления давления, а также определение по формулам минимально необходимого времени закрытия скважины и пластового давления. Техническим результатом изобретения является уменьшение времени простоя скважины при исследовании. Однако для расчета пластового давления авторами используется основная формула упругого режима, которая справедлива только для определенных допущений. В частности, не учитывается влияние на кривую интерференции соседних скважин, которые изменяют динамику восстановления (падения) давления.

Также известен способ определения пластового давления в нефтяной скважине (патент РФ №2167289, МПК Е21В 47/06, опубл. БИ №14, 2001). Способ включает остановку скважины, снятие при помощи глубинного манометра кривой восстановления давления, а также текущего приращения давления на начальном участке кривой для некоторой выбранной функции и последующей ее экстраполяции до момента времени, при котором разность давлений будет равна нулю. Достоинством способа является снижение потерь добычи нефти за счет уменьшения времени снятия кривой восстановления давления.

К недостаткам относится погрешность, возникающая при экстраполяции функции за пределы интервала значений, внутри которого определялись коэффициенты функции. В связи с этим значения пластовых давлений, определенные данным способом, содержат ошибку, увеличивающуюся с уменьшением времени снятия кривой.

Известны способы определения параметров пласта и пластового давления по методу кривых восстановления давления (Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов / М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2005. - 708 с.). Метод предполагает достижение радиального режима притока к скважине и его дальнейший анализ. В полулогарифмических координатах определяют наклон прямолинейного участка, а также вычисляют экстраполированное давление и оценивают параметры пласта. Используя различные подходы (метод Хорнера, метод МБХ, метод МДХ и т.п.) в зависимости от периода работы скважины и системы разработки, рассчитывают среднее пластовое давление. Достоинством способа является сокращение длительности исследования (отсутствие необходимости дожидаться восстановления давления), хорошая точность в получаемых параметрах. Недостатком метода является значительное время ожидания выхода на псевдорадиальный режим притока в условиях низкопроницаемых пластов при наличии трещины ГРП или горизонтальном типе заканчивания скважины.

Также известен способ определения параметров пласта, называемый анализом падения добычи (Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов / М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2005. - 708 с). Суть подхода заключается в интерпретации кривых изменения дебита и давления при заданном начальном пластовом давлении. Это позволяет определить ФЕС пласта, параметры заканчивания скважины и расстояние до границ пласта. Достоинством метода является отсутствие необходимости остановки скважины, следовательно, возможность долговременного анализа эксплуатации скважины и отсутствие потерь в добыче. Недостатком метода является невозможность определения пластового давления на текущий момент, а также необходимость точного знания пластового давления на момент начала анализа.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности существующих методов исследования скважин, а также снижение потерь добычи при исследовании скважин методом кривой восстановления давления.

Поставленный результат достигается с помощью предлагаемого способа исследования низкопроницаемых коллекторов, включающего регистрацию дебита и забойного давления скважины в течение длительного периода работы скважины (не менее 6 месяцев), остановку скважины с регистрацией кривой восстановления давления, интерпретацию данных периода работы скважины, анализа добычи/давления до получения наилучшего совмещения и интерпретацию кривой восстановления давления. При этом интерпретация кривой восстановления давления и анализ добычи/давления выполняются совместно и циклически (рис. 1) до получения наилучшего совмещения кривой восстановления давления в остановленной скважине и кривой падения добычи/давления периода работы скважины с их теоретическими кривыми. При этом кривая восстановления давления является «недослеженной» (без выхода на псевдорадиальный режим притока). Интерпретация «недослеженной» кривой восстановления давления производится путем варьирования всех параметров, определяемых на ранних и средних временах и пластового давления, а значение проницаемости изменяется в узком диапазоне по первому циклу анализа добычи/давления. В свою очередь анализ добычи выполняется с варьируемыми в узком диапазоне параметрами, определяемыми на ранних и средних временах по интерпретации «недослеженной» кривой восстановления давления и варьированием значения проницаемости и пластового давления. Начальное пластовое давление при анализе добычи/давления может быть определено на основании совместной интерпретации «недослеженной» КВД и анализа добычи.

Предложенный подход имеет аналогию с методом покоординатного спуска в решении нелинейных оптимизационных задач. Суть подхода заключается в определении параметров, которые диагностируются на поздних временах (проводимость пласта, пластовое давление и т.д.) по данным снижения добычи/давления при эксплуатации скважины, а параметры, диагностируемые на ранних временах (скин-фактор, проводимость и полудлина трещины ГРП), определяют по «недослеженной» кривой восстановления давления. При этом параметры, определяемые по анализу добычи/давления на первом этапе интерпретации, фиксируются при анализе «недослеженных» кривых восстановления давления на втором этапе либо ограничиваются в узком диапазоне.

Произведен анализ чувствительности результатов совместного анализа добычи/давления и «недослеженной» кривой восстановления давления на длительность кривой восстановления давления. Были рассмотрены случаи с длительностью кривой восстановления давления от 1 до 5% от времени выхода на псевдорадиальный режим течения tKBД. Время выхода на псевдорадиальный режим течения tКВД рассчитывалось по формуле:

где ; и

Результаты интерпретации всех этих синтетических случаев приведены в табл. 1 и рисунке 2.

На основе анализа большого количества синтетических кривых периода работы скважины и «недослеженных» кривых восстановления давления с различными параметрами пласта, типами заканчивания скважин установлено, что минимальная необходимая длительность «недослеженной» кривой восстановления давления должна составлять не менее 3% от времени выхода на псевдорадиальный режим притока tКВД, а также не менее времени влияния объема ствола скважины tBCC (ВСС). Следует отметить, что ограничение 3% от длительности кривой восстановления давления, необходимой для диагностирования псевдорадиального режима течения, является критерием, пригодным для всех типов скважин при любых параметрах пласта. Для некоторых пластов/скважин, возможно, что и при меньших длительностях кривой восстановления давления будет возможен анализ данных с достаточным качеством получаемых параметров, однако рекомендуется придерживаться предлагаемого критерия. Для расчета длительности кривой восстановления давления при совместном анализе предлагается следующая формула:

По результатам проведенного анализа установлено, что ошибка в определении начального пластового давления и параметров пласта при применении предлагаемой методики составляет менее 5%.

На рис. 3-6 приведен пример практической реализации предлагаемого способа. Забойное давление в скважине регистрировалось стационарным датчиком давления. Производились каждодневные замеры дебита скважины. За период прослеживания трижды скважина останавливалась и прослеживались кривые восстановления давления, длительность которых была недостаточной для выхода на псевдорадиальный режим притока (рис. 3). На рис. 4 приведена предварительная интерпретация кривых падения добычи/давления. При этом периоды остановки скважины плохо совмещаются с теоретической кривой по давлению, а на поздних временах отсутствует совмещение по накопленному дебиту. Это вероятнее всего связано с ошибкой в заданном начальном пластовом давлении.

Диагностический график кривой восстановления давления в log-log координатах, при параметрах, полученных анализу добыч/давления, представлен на рис. 5а. Из этого рисунка видно, что совмещение теоретических и замеренных кривых отсутствует, что говорит о неверно подобранных параметрах пласта. После интерпретации цикла кривой восстановления давления получено удовлетворительное совмещение на log-log графике (рис. 5б). Путем совместной интерпретации по предложенному способу было получено полное совмещение данных по дебиту/давлению и кривых восстановления давления (рис. 6).

Результаты совместной интерпретации «недослеженной» кривой восстановления давления и анализа добычи/давления приведены в табл. 2. Стоит отметить, что проницаемость пласта подтверждена результатами интерпретации ГДИС методом кривой восстановления давления (до ГРП) в соседней скважине.

Таким образом, использование предложенного способа позволяет определять величину начального пластового давления, параметры пласта и заканчивания скважины (в т.ч. проводимость и длину трещины ГРП), не дожидаясь выхода скважины на псевдорадиальный режим притока.

Использование заявленного способа по сравнению с известными способами позволит повысить достоверность определения параметров пласта, а также сократить длительность остановки скважины по сравнению с классическим прослеживанием кривой восстановления давления на 97%, вследствие чего значительно сократить потери в добыче.

1. Способ исследования низкопроницаемых коллекторов, включающий регистрацию дебита и забойного давления скважины в течение длительного периода работы скважины, остановку скважины с регистрацией кривой восстановления давления, интерпретацию данных периода работы скважины, анализ добычи/давления до получения наилучшего совмещения и интерпретацию кривой восстановления давления, отличающийся тем, что интерпретация кривой восстановления давления и анализ добычи/давления выполняются совместно и циклически до получения наилучшего совмещения кривой восстановления давления в остановленной скважине, кривой падения добычи/давления периода работы скважины с их теоретическими кривыми, при этом кривая восстановления давления является «недослеженной», интерпретация «недослеженной» кривой восстановления давления производится путем варьирования всех параметров, определяемых на ранних и средних временах и пластового давления, а значение проницаемости изменяется в узком диапазоне по первому циклу анализа добычи/давления, в свою очередь анализ добычи выполняется с варьируемыми в узком диапазоне параметрами, определяемыми на ранних и средних временах по интерпретации «недослеженной» кривой восстановления давления и варьированием значения проницаемости и пластового давления.

2. Способ исследования низкопроницаемых коллекторов по п. 1, отличающийся тем, что начальное пластовое давление при анализе добычи/давления может быть определено на основании совместной интерпретации «недослеженной» кривой восстановления давления и анализа добычи.



 

Похожие патенты:

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.

Предложены способ и устройство для управляемого компьютером определения рабочих параметров вычислительной модели скважинного оборудования для бурения скважин в формации.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом. Техническим результатом является увеличение точности оптимального управления режимом бурения и увеличение механической скорости проводки скважины за счет оптимизации управления по математической модели с тремя регулируемыми параметрами и контролем достижения оптимума по минимуму вибрации бурильной колонны.

Изобретение относится к калибровке программ моделирования бурения и к оценке растяжения труб с целью выполнения коррекций в отношении измерений наклона и азимута и к оценке скручивания труб для выполнения коррекций в настройках передней поверхности режущего инструмента в режиме реального времени.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва пласта за счет поддержания неоднородности текучей среды с проппантом в процессе ее закачки в трещины продуктивного пласта.

Изобретение относится к устройствам общего управления технологическими процессами на различных объектах, функционирование которых предусматривает необходимость наблюдения текущего состояния и управления траекторией развития.

Изобретение относится к преобразовательной технике, предназначенной для имитации характеристик аккумуляторных батарей, и может быть использовано при испытаниях систем электропитания, работающих в режиме заряда и разряда.

Изобретение относится к производству деталей. Техническим результатом является повышение точности, а также упрощение сборки деталей.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена при гидроразрыве пластов. Предлагается способ выполнения гидроразрыва на буровой площадке в подземном пласте с сетью трещин и с естественной трещиноватостью.

Изобретение относится к системе и способу для мониторинга и диагностики резервуаров. Техническим результатом является повышение эффективности мониторинга и диагностики резервуаров.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разведке и разработке газоконденсатных и нефтяных месторождений для отбора проб и исследования компонентно-фракционного состава и физико-химических свойств пластового флюида.

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

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.

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.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения фильтрационно-емкостных свойств низкопроницаемых пластов. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности методов исследования скважин, а также снижение потерь добычи при исследовании скважин методом кривой восстановления давления. Способ включает регистрацию дебита и забойного давления скважины в течение длительного периода работы скважины, остановку скважины с регистрацией кривой восстановления давления, интерпретацию данных периода работы скважины, анализ добычидавления до получения наилучшего совмещения и интерпретацию кривой восстановления давления. При этом интерпретация кривой восстановления давления и анализ добычидавления выполняются совместно и циклически до получения наилучшего совмещения кривой восстановления давления в остановленной скважине, кривой падения добычидавления периода работы скважины с их теоретическими кривыми, при этом кривая восстановления давления является «недослеженной», интерпретация «недослеженной» кривой восстановления давления производится путем варьирования всех параметров, определяемых на ранних и средних временах и пластового давления, а значение проницаемости изменяется в узком диапазоне по первому циклу анализа добычидавления, в свою очередь анализ добычи выполняется с варьируемыми в узком диапазоне параметрами, определяемыми на ранних и средних временах по интерпретации «недослеженной» кривой восстановления давления и варьированием значения проницаемости и пластового давления. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 6 ил.

Наверх