RU2465455C1

RU2465455C1 - Method of monitoring oil well crosshole intervals

Info

Publication number: RU2465455C1
Application number: RU2011143605/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов (RU); Раис Салихович Хисамов; Равиль Рустамович Ибатуллин (RU); Равиль Рустамович Ибатуллин; Венера Асгатовна Таипова (RU); Венера Асгатовна Таипова; Артур Альбертович Шакиров (RU); Артур Альбертович Шакиров; Ринат Иолдузович Сафуанов (RU); Ринат Иолдузович Сафуанов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2011-10-31
Filing date: 2011-10-31
Publication date: 2012-10-27

Abstract

FIELD: oil and gas production.

SUBSTANCE: proposed method comprises generating pressure pulse in disturbing well and recording response in receiving well. Note here that disturbing well represents a weld changed from extraction state into injection state with intensification of formation hydrofractioning capacity. Hydrofracturing is used to generate pressure pulse of magnitude sufficient for creation of piezometric wave with amplitude exceeding noises caused by production wall operation.

EFFECT: higher validity, decreased labor input.

9 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изучении межскважинных интервалов нефтяного месторождения.The invention relates to the oil and gas industry and may find application in the study of inter-well intervals of an oil field.

Известен способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов, который включает эксплуатацию нагнетательных и добывающих скважин, проведение петрофизических исследований керна, а также геофизических и гидродинамических исследований скважин, построение корреляционных зависимостей соответствующих параметров по результатам этих исследований, гидропрослушивание, определение оптимальных режимов эксплуатации скважин и участвующих в процессе фильтрации работающих нефтегазонасыщенных толщин. При этом гидродинамические исследования проводят на установившихся и неустановивишихся режимах фильтрации, определяют базовые фильтрационно-емкостные параметры пластов, устанавливают для данного месторождения оптимальные забойные давления при отборе продукции и закачке реагента, переводят скважины на режим эксплуатации с оптимальными забойными давлениями, проводят гидропрослушивание при оптиальных забойных давлениях и определяют участвующую в фильтрации между возмущающей и наблюдательной скважинами толщину пласта по приведенной математической зависимости. Начиная с минимальных значений в возрастающем порядке, последовательно вычитая найденную толщину от общей нефтегазонасыщенной толщины пласта между исследуемыми скважинами, находят то предельное значение проницаемости, при котором правая часть уравнения становится близкой или равной левой части, соответствующей работающей в процессе исследования между возмущающей и наблюдательной скважинами толщине пласта. После чего по экспериментальной корреляционной зависимости пористость-проницаемость определяют предельное значение пористости, соответствующее найденному предельному значению проницаемости (Патент РФ №2320869, опубл. 27.03.2008).There is a method of determining the filtration-capacitive parameters of oil and gas saturated formations, which includes the operation of injection and production wells, conducting petrophysical core surveys, as well as geophysical and hydrodynamic studies of wells, building correlation dependencies of the corresponding parameters according to the results of these studies, hydrotesting, determining optimal operating modes of wells and participating in the process of filtering working oil and gas saturated thicknesses. At the same time, hydrodynamic studies are carried out at steady and unsteady filtration modes, determine the basic filtration and reservoir parameters of the reservoirs, establish optimal bottomhole pressures for a given field during production selection and injection of the reagent, transfer the wells to the operating mode with optimal bottomhole pressures, and carry out hydrotesting at optimal bottomhole pressures and determine the thickness of the reservoir participating in the filtration between the disturbing and observation wells according to oh mathematical dependency. Starting from the minimum values in ascending order, sequentially subtracting the found thickness from the total oil and gas saturated thickness of the reservoir between the studied wells, we find the limiting value of permeability at which the right side of the equation becomes close to or equal to the left side, corresponding to the thickness working during the study between the disturbing and observation wells layer. Then, according to the experimental correlation dependence of porosity-permeability, the limiting value of porosity is determined, which corresponds to the found limiting value of permeability (RF Patent No. 2320869, publ. March 27, 2008).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения фильтрационных характеристик дренируемого объема нефтяного пласта, включающий установление скорости прохождения возмущающего сигнала в пространстве дренируемого пласта между взаимодействующими нагнетательной и добывающей скважинами по времени запаздывания реагирующего сигнала и расстоянию между этими скважинами. При определении скорости возмущающего сигнала в качестве реагирующего сигнала используют отклик динамического уровня добывающей скважины на возмущения, вызываемые изменениями в объемах закачки рабочего агента в нагнетательной скважине. Причем первоначально проводят определение скорости возмущающего сигнала между скважинами, у которых имеются лабораторные данные количественной оценки фильтрационных характеристик по керну. Строят графические зависимости между количественными данными скорости возмущающего сигнала и значениями фильтрационных характеристик. По полученным графическим зависимостям определяют фильтрационные характеристики в межскважинном пространстве дренируемого пласта для остальных пар взаимодействующих скважин с установленной скоростью прохождения возмущающего сигнала, но не охарактеризованных керновым материалом. Техническим результатом является повышение точности и достоверности оценок фильтрационных характеристик за счет увеличения количества определений (Патент РФ №2382194, опубл. 20.02.2010 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method for determining the filtration characteristics of the drained volume of an oil reservoir, which includes establishing the speed of the disturbing signal in the space of the drained reservoir between the interacting injection and producing wells by the delay time of the reacting signal and the distance between these wells. When determining the speed of the disturbing signal, the response of the dynamic level of the producing well to disturbances caused by changes in the volumes of injection of the working agent in the injection well is used as a reacting signal. Moreover, they initially determine the speed of the disturbing signal between the wells, which have laboratory data for quantitative assessment of the filtration characteristics of the core. Build graphical relationships between the quantitative data of the speed of the disturbing signal and the values of the filtration characteristics. Based on the obtained graphical dependencies, the filtration characteristics in the inter-well space of the drained formation are determined for the remaining pairs of interacting wells with a set speed of the disturbing signal, but not characterized by core material. The technical result is to increase the accuracy and reliability of estimates of filtration characteristics by increasing the number of determinations (RF Patent No. 2382194, publ. 02.20.2010 - prototype).

Недостатком данного способа является длительность процесса исследования, необходимость пуска-остановки нагнетательной скважины, высокая погрешность результата расчетов из-за нестационарного режима закачки воды и отбора жидкости на соседних участках.The disadvantage of this method is the length of the research process, the need to start and stop the injection well, the high error of the calculation result due to the unsteady mode of water injection and fluid withdrawal in neighboring areas.

Задачей предложенного изобретения является повышение достоверности и снижение трудоемкости определения взаимовлияния скважин по пластам или горизонтам. Также оно направлено на прогнозирование эффективности освоения скважин для поддержания пластового давления (ППД).The objective of the proposed invention is to increase the reliability and reduce the complexity of determining the interaction of wells in formations or horizons. It is also aimed at predicting the efficiency of well development to maintain reservoir pressure (RPM).

Поставленная задача решается тем, что в способе прослушивания межскважинных интервалов нефтяного месторождения, включающем создание импульса давления в возмущающей скважине и регистрацию отклика в принимающей скважине, согласно изобретению в качестве возмущающей используют скважину, переводимую из добывающей в нагнетательную с проведением для интенсификации приемистости гидроразрыва пласта, при помощи которого создают импульс давления величиной, достаточной для создания пьезометрической волны с амплитудой, превосходящей амплитуды шумов от работы нагнетательных скважин.The problem is solved in that in a method for listening to the inter-well intervals of an oil field, which includes generating a pressure pulse in a disturbing well and recording a response in a receiving well, according to the invention, a well that is converted from producing to injection in order to intensify the injectivity of the hydraulic fracturing is used as the disturbing the help of which creates a pressure pulse with a magnitude sufficient to create a piezometric wave with an amplitude exceeding the amplitude Dy noise from the operation of injection wells.

Пример конкретного выполненияConcrete example

На фиг.1, 2, 3 изображены выкопировки карт разработки по пластам а, б2, б3 рассматриваемого участка. На фиг.4 представлен геологический профиль по скважинам №№2, 1, 4. На фиг.5 представлена кривая регистрируемого забойного давления на добывающей скважине 4. Динамика изменения пластового, забойного давления, обводненности, добычи нефти и воды на скв.4 и по участку представлена на фиг.6, 7, 8, 9.Figure 1, 2, 3 shows a copy of the development maps for the layers a, b2, b3 of the considered area. Figure 4 presents the geological profile for wells No. 2, 1, 4. Figure 5 shows the curve of the recorded bottomhole pressure at the producing well 4. Dynamics of changes in the reservoir, bottomhole pressure, water cut, oil and water production in well 4 and the plot is presented in Fig.6, 7, 8, 9.

Способ реализуют следующим образомThe method is implemented as follows

При планировании геолого-технических мероприятий подбирают добывающую скважину для перевода в нагнетательную под закачку воды для ППД и требующую ГРП.When planning geological and technical measures, a production well is selected for conversion to injection water for injection and demanding hydraulic fracturing.

До выполнения ГРП в соседние добывающие скважины по межтрубному пространству спускают манометры на кабеле. Далее сервисная компания выполняет ГРП на скважине. Процесс производят следующим образом. Спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером, который устанавливают выше пласта. После проверки герметичности пакера закачивают высоковязкую жидкость для создания трещин в пласте и проппант, предотвращающий их смыкание. Давление закачки жидкости, создаваемое при ГРП, достигает до 70 МПа. При ГРП в коллекторе распространяется пьезометрическая волна с амплитудой до 35 МПа. В то же время амплитуда шумов от работы нагнетательных скважин не превышает 12 МПа.Prior to hydraulic fracturing, manometers on the cable are lowered into adjacent producing wells along the annulus. Further, the service company performs hydraulic fracturing at the well. The process is as follows. Lower the tubing string with a packer, which is installed above the reservoir. After checking the tightness of the packer, highly viscous fluid is pumped to create cracks in the formation and proppant to prevent them from closing. The fluid injection pressure generated during hydraulic fracturing reaches up to 70 MPa. During hydraulic fracturing, a piezometric wave with an amplitude of up to 35 MPa propagates in the reservoir. At the same time, the amplitude of noise from the operation of injection wells does not exceed 12 MPa.

Традиционно применяемый импульс возмущения от остановки закачки (или возобновления закачки) нагнетательной скважины не позволяет достоверно прослушать пласт, т.к. колебания давлений при работе прочих нагнетательных скважин равны или близки по амплитуде к импульсу от возмущающей скважины. Импульс возмущения при ГРП по крайней мере в три раза превосходит импульсы от работы нагнетательных скважин, что позволяет четко его идентифицировать в окружающих добывающих скважинах, а следовательно, проследить гидродинамическую связь между скважинами.The traditionally used impulse of disturbance from stopping injection (or resuming injection) of an injection well does not allow reliable listening to the formation, since pressure fluctuations during operation of other injection wells are equal or close in amplitude to the impulse from the disturbing well. The perturbation impulse during hydraulic fracturing is at least three times greater than the impulses from the operation of injection wells, which allows it to be clearly identified in the surrounding production wells, and therefore, to trace the hydrodynamic connection between the wells.

Если коллектор в межскважинном интервале имеет сплошность, то перепад давления будет регистрироваться в соседней скважине. Там, где коллектор не выдержан или имеет сдвиг, «врез» колебания затухнет. Таким образом, с помощью ГРП можно определить пьезо- и гидродинамическую связь между скважинами. Это позволит в дальнейшем спрогнозировать рост пластового давления и добычи нефти на окружающих добывающих скважин от ввода скважины под закачку воды для ППД с ГРП.If the reservoir in the inter-well interval is continuous, then the pressure drop will be recorded in a neighboring well. Where the collector is not sustained or has a shift, the “insert” of the oscillation will die out. Thus, using hydraulic fracturing, you can determine the piezoelectric and hydrodynamic relationship between the wells. This will allow us to further predict the increase in reservoir pressure and oil production in the surrounding producing wells from the well’s input for water injection for hydraulic fracturing.

Преимуществом перед другими способами является создание пьезометрической волны мощной амплитуды, которая позволяет минимизировать влияние соседних нагнетательных скважин, уменьшить время определения связи между скважинами, а соответственно и затраты на исследование.An advantage over other methods is the creation of a piezometric wave of powerful amplitude, which allows you to minimize the effect of neighboring injection wells, reduce the time to determine the connection between the wells, and, accordingly, the cost of the study.

Данный способ реализован на скважине 1, которую подобрали для освоения под закачку воды с ГРП для ППД.This method is implemented in well 1, which was selected for development for water injection with hydraulic fracturing for RPM.

На фиг.1, 2. 3 приведены выкопировки карт разработки, где добывающие скважины 2, 3, 4, 5 являются реагирующими к скважине 1. Цель мероприятия - поднять пластовое давление, увеличить добычу нефти на данном участкеFigure 1, 2. 3 shows a copy of development maps, where production wells 2, 3, 4, 5 are responsive to well 1. The purpose of the event is to increase reservoir pressure, increase oil production in this area

При рассмотрении карты разработки по верхним пластам наблюдается резкая смена свойств коллекторов по простиранию, местами замещение коллектора непроницаемыми породами.When considering the development map for the upper layers, a sharp change in the properties of the reservoirs along strike is observed, in places the reservoir is replaced by impermeable rocks.

Неоднородность и сложнопостроенность коллекторов верхнепашийской пачки также показывает геологический профиль продуктивных отложений девона по линии скважин №№2, 1, 4 (фиг.4).The heterogeneity and complexity of the reservoir of the Upper Pashi pack also shows the geological profile of the Devonian productive deposits along the lines of wells No. 2, 1, 4 (Fig. 4).

ГРП проводят на скважине №1 пластов «а», «б₂», «б₃», при начальном давлении 31 МПа, конечном давлении 32 МПа., использовав для этого жидкости ГРП на водной основе в объеме 72 м³, проппанта - 11 тонн.Hydraulic fracturing is carried out at well No. 1 of the “a”, “b ₂ ”, “b ₃ ” formations, at an initial pressure of 31 MPa, a final pressure of 32 MPa., Using hydraulic fracturing fluids on a water basis in the volume of 72 m ³ , proppant - 11 tons

На соседние скважины 2 и 4 устанавливают глубинные манометры «МИКОН-107», регистрирующие забойные давления по скважинам.On neighboring wells 2 and 4, MIKON-107 depth gauges are installed, which record bottomhole pressures for the wells.

По скважине 4 проводят замер давлений глубинным манометром в период проведения ГРП на скважине №1 (фиг.5).Well 4 conduct pressure measurement with a deep gauge during hydraulic fracturing at well No. 1 (Fig. 5).

Из графика виден резкий скачок забойного давления в скважине 4 на 0,3 МПа - с 6,9 МПа до 7,2 МПа во время производства ГРП на соседней скважине 1. После проведения ГРП забойное давление оставалось на уровне 7,2-7,3 МПа.The graph shows a sharp jump in bottomhole pressure in well 4 by 0.3 MPa - from 6.9 MPa to 7.2 MPa during hydraulic fracturing in neighboring well 1. After hydraulic fracturing, the bottomhole pressure remained at 7.2-7.3 MPa

Скважина 1 переведена под закачку воды.Well 1 was transferred for water injection.

По скважине 4 прослеживается значительный эффект от ввода очага.Well 4 traces a significant effect from the input of the focus.

После пуска нагнетательной скважины в работу наблюдается рост пластовых (от 13,7 до 16,8 МПа) и забойных (от 6,9 до 12,6 МПа) давлений (фиг.6).After starting the injection well into operation, there is an increase in reservoir (from 13.7 to 16.8 MPa) and bottomhole (from 6.9 to 12.6 MPa) pressures (Fig.6).

Отмечается снижение обводненности продукции скважины 4, что наглядно демонстрирует график обводненности в период с 01.12.2010 г. по 08.06.2011 г. (фиг.7).There is a decrease in water cut in the production of well 4, which clearly demonstrates the water cut schedule from 12/01/2010 to 06/08/2011 (Fig. 7).

По динамике работы скважины 4 (фиг.8) рост добычи нефти составил с 22 т (декабрь 2010 г.) до 118 т (май 2011 г.), снижение отбора воды с 244 т (декабрь 2010 г.) до 142 т (май 2011 г.).According to the dynamics of well 4 (Fig. 8), the increase in oil production was from 22 tons (December 2010) to 118 tons (May 2011), the decrease in water withdrawal from 244 tons (December 2010) to 142 tons (May) 2011).

Если рассматривать в целом участок реагирующих скважин, то динамика показателей представлена на фиг.9. Пластовое давление выросло со 12,5 МПа до 16 МПа, добыча нефти выросла со 130 тонн в месяц до 320 тонн в месяц, забойное давление выросло с 7,3 МПа до 9,4 МПа, которое вследствие увеличения отборов жидкости со скважин опустилось до 7,6 МПа.If we consider the whole area of reacting wells, then the dynamics of the indicators is presented in Fig.9. Reservoir pressure increased from 12.5 MPa to 16 MPa, oil production increased from 130 tons per month to 320 tons per month, bottom-hole pressure increased from 7.3 MPa to 9.4 MPa, which, due to increased fluid withdrawal from wells, dropped to 7 6 MPa.

По данным динамики работы скважины 4 пуск скважины 1 под закачку воды для ППД оказался эффективным.According to the dynamics of the operation of the well 4, the launch of well 1 for injection of water for RPM was effective.

Предварительные результаты гидропрослушивания при проведении ГРП свидетельствовали о высокой гидродинамической связи межскважинного пространств.Preliminary results of hydraulic listening during hydraulic fracturing testified to a high hydrodynamic connection between the interwell spaces.

Claims

A method of listening to the inter-well intervals of an oil field, including generating a pressure impulse in a disturbing well and recording a response in the receiving well, characterized in that the well is used as the disturbing well, which is transferred from the producing to the injection well, with the aim of intensifying the injectivity of the hydraulic fracturing, by which a pressure impulse is generated sufficient to create a piezometric wave with an amplitude exceeding the amplitude of the noise from the operation of injection wells n