RU2290507C2

RU2290507C2 - Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов

Info

Publication number: RU2290507C2
Application number: RU2005100437/03A
Authority: RU
Inventors: В чеслав Николаевич Федоров (RU); Вячеслав Николаевич Федоров; Василий Михайлович Мешков (RU); Василий Михайлович Мешков; Сергей Сергеевич Клюкин (RU); Сергей Сергеевич Клюкин; Владимир Александрович Лушпеев (RU); Владимир Александрович Лушпеев
Original assignee: Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз"
Priority date: 2005-01-11
Filing date: 2005-01-11
Publication date: 2006-12-27
Also published as: RU2005100437A

Abstract

Изобретение относится к области горного дела, в частности, для определения фильтрационных параметров нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом изобретения является повышение информативности при проведении термогидродинамических исследований многопластовых объектов, сложнопостроенных коллекторов, горизонтальных скважин и скважин с нецементирующим хвостовиком. Для этого непосредственно в интервалах притока устанавливают глубинный прибор, одновременно регистрируют давление и температуру во всех продуцирующих интервалах ствола скважины. Скважина выводится на режим отбора жидкости с регистрацией дебита на устье. Затем скважина останавливается для восстановления давления. По результатам измерений строят термограммы и барограммы. При этом давление и температуру регистрируют при нестационарном режиме работы скважины. По полученным термограммам строят графики производных температуры напротив каждого продуцирующего интервала и по ним определяют длительность нестационарного режима изменения температуры в окрестности скважины. Определяют коэффициент отношения производных температуры. Затем определяют по приведенному отношению скорость фильтрации флюида в каждом продуцирующем интервале. А по кривой барометрии при остановке скважины определяют градиент давления в исследуемых пропластках. По скорости фильтрации флюида в каждом продуцирующем интервале и градиенту давления определяют проницаемость и гидропроводность каждого продуцирующего интервала. 5 ил.

Description

Изобретение относится к области горного дела, в частности, для определения фильтрационных параметров при проведении промысловых термогидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в процессе разработки нефтегазовых месторождений.

Известен способ определения фильтрационных параметров многопластовых объектов, основанный на последовательном отсечении пакером каждого продуцирующего интервала, пуске скважины в работу и измерении дебита исследуемого пропластка глубинным дебитомером с последующей регистрацией давления в остановленной скважине (В.А.Иктисанов. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001, с.41-53).

Недостатками способа являются длительность и трудоемкость операций, невозможность определения дебита низкопродуктивных скважин из-за малых скоростей течения флюида и ограниченной чувствительности скважинных дебитомеров, а также невозможность проведения подобных исследований в скважинах с нецементируемым хвостовиком.

Известен также способ определения дебита каждого пропластка при совместной эксплуатации пластов на установившемся режиме фильтрации, основанный на регистрации аномалий температуры, вносимых каждым продуцирующим интервалом. Аномалии температуры регистрируются подвижным термометром, спускаемым в скважину на проволоке или геофизическом кабеле (Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика. Под редакцией В.М. Запорожца. - М.: Недра, 1983, с.201-203.).

Недостатком способа является невозможность определения фильтрационных параметров каждого продуктивного пропластка (проницаемости, гидропроводности) в скважинах с нецементируемым хвостовиком и низкодебитных скважинах.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин (Патент РФ № 2243372, Е 21 В 47/00. Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин. / Фархуллин Р.Г., Никашев О.А., Хайруллин М.Х. и др. - 2004), заключающийся в размещении вдоль ствола скважины глубинных автономных приборов, установленных в контейнерах, и регистрации давления и температуры в интервалах притока.

Недостатком способа является необходимость вывода на установившейся режим фильтрации, что существенно увеличивает длительность исследований в пластах с низкой проницаемостью. Кроме того, нет возможности определения линейной скорости фильтрации в отдельных пропластках сложнопостроенного коллектора и пластах многопластового объекта.

Целью изобретения является повышение информативности при проведении термогидродинамических исследований многопластовых объектов и сложнопостроенных коллекторов, а также использование его в горизонтальных скважинах и скважинах с нецементируемым хвостовиком.

Поставленная цель достигается тем, что в способе определения фильтрационных параметров продуцирующих пропластков напротив каждого из интервалов устанавливается автономный комплексный прибор, регистрирующий давление и температуру, скважина выводится на режим отбора жидкости с регистрацией дебита на устье, затем скважина останавливается для восстановления давления. Строятся сводные графики термограмм и барограмм и определяются фильтрационные характеристики каждого исследуемого пропластка. При этом длительность работы скважины не зависит от фильтрационных свойств пласта, поскольку фильтрационные параметры пропластков определяются при нестационарных режимах фильтрации в начальные моменты времени работы скважины.

Способ осуществляют следующим образом.

В скважину на трубах НКТ опускают хвостовик (фиг.1), состоящий из контейнеров с глубинными комплексными приборами 1, щелевого фильтра 2, обратного клапана 3, пакера 4 и струйного насоса 5, согласно патенту на полезную модель № 41081 «Устройство для исследования горизонтальных скважин», 2004. Хвостовик компонуют таким образом, чтобы контейнеры с приборами находились в зоне каждого исследуемого интервала.

Осуществляют отбор флюида из скважины с регистрацией устьевого дебита, после чего скважину останавливают для восстановления пластового давления. Давление и температуру регистрируют в течение всего процесса исследования. По полученным термограммам строят графики производных температуры, по которым определяют длительность нестационарного режима изменения температуры в окрестности скважины. По линейной аппроксимации начальных участков графиков производных температур определяют коэффициент отношения производных температуры

(i - номер прибора). Коэффициент отношения скоростей фильтрации флюида К=υ_i/υ_i+1 в общем случае характеризуется коэффициентом отношения производных температуры, т.е. К=m. Таким образом, определив коэффициент отношения производных температуры напротив продуцирующих пропластков m, определяют скорость фильтрации флюида в каждом продуцирующем интервале по отношению

υ_i=υ₀/(1+m),

где υ₀ - суммарная линейная скорость флюида в стволе скважины, определяемая по устьевым замерам;

m - коэффициент отношения производных температуры.

При известных скоростях фильтрации в каждом пропластке оценивают степень участия продуцирующего интервала в суммарной линейной скорости флюида в стволе скважины для случая, если исследуемый интервал продуцирует.

Реализация способа возможна за счет выделения термодинамических эффектов по стволу скважины и решения прямой задачи гидродинамики для каждого пропластка, основываясь на линейном законе фильтрации Дарси при критерии минимизации разности суммарного расчетного и инструментально замеренного дебитов. Каждый продуцирующий пропласток во время работы скважины характеризуется определенной скоростью фильтрации флюида, которая в начальный момент отработки оказывает значительное влияние на температуру, регистрируемую глубинным прибором. Суммарную линейную скорость флюида в стволе скважины определяют по результатам устьевых замеров. Скорость фильтрации каждого пропластка характеризуется темпом изменения температуры напротив этого пропластка в начальный момент времени. Градиент давления определяется по кривой барометрии при остановке скважины. Зная скорость фильтрации флюида для каждого исследуемого пропластка и изменение давления в стволе скважины, используя закон Дарси, определяют проницаемость и гидропроводность каждого продуцирующего интервала.

В качестве примера рассмотрены результаты термогидродинамических исследований скважины 1064 Родникового месторождения, которая вскрыла два пропластка. В скважине по стволу установлено четыре комплексных автономных прибора (фиг.2), при этом прибор 4 установлен над продуцирующими интервалами. Приборы 2 и 3 установлены в верхнем продуцирующем интервале (пропласток 1) - на подошве пропластка прибор 2, а на кровле прибор 3. Прибор 1 установлен напротив второго пропластка (на забое скважины).

Результатами промысловых исследований являются зависимости: Pi(t); Ti(t), где i - номер комплексного прибора (фиг.3, фиг.4). Совмещенный график производных температуры приведен на фиг.5 для такта работы скважины dT_i/dt на последнем цикле отбора (Δτ), при i=1,2...n (где n - число приборов), по которому определяется длительность нестационарного режима изменения температуры в окрестности скважины. По линейной аппроксимации начальных участков определяется коэффициент отношения производных температуры m_i напротив каждого i-го прибора. По отношению

определяется степень участия продуцирующего интервала в общем дебите скважины.

По результатам инструментальных замеров на устье дебит скважины Q=28 м³/сут = 3,2·10^-4 м³/с. Площадь сечения хвостовика скважины 9,8·10^-3м². Суммарная линейная скорость флюида в стволе скважины υ₀=3,3·10^-2м/с. Коэффициент отношения

, тогда скорость υ₂=υ₀/(1+m)=1,3·10^-2 м/с, υ₁=υ-υ₂=2·10^-5 м/с. Проницаемость пропластков определена по зависимости, основанной на линейном законе фильтрации Дарси

где k_i - проницаемость i-го пропластка, υ_i- скорость фильтрации флюида в i-м пропластке, μ - вязкость пластового флюида,

- градиент давления в исследуемых пропластках. Учитывая, что оба исследуемых пропластка продуцируют нефтью с близкими физическими свойствами, для решения задачи принята одна вязкость, равная 1,2 мПа·с. Параметр

определялся по кривой барометрии при остановке скважины. Для рассматриваемой скважины расчетные проницаемости пропластков составили k₂=26·10^-3мкм² и k₁=17·10^-3 мкм². Гидропроводности пропластков определены по зависимости

где ε_i - гидропроводность i-го пропластка, h_i - толщина i-го пропластка.

Для рассматриваемой скважины расчетные гидропроводности пропластков составили ε₂=0,10 (мкм²·м)/(мПа·с) и ε₁=0,051 (мкм²·м)/(мПа·с).

Технико-экономическая или иная эффективность.

1. Возможность оценки вклада каждого продуктивного пропластка в работу скважины.

2. Возможность определения фильтрационных параметров каждого пропластка.

3. Небольшая длительность исследований, поскольку не требуется обеспечения стационарного режима фильтрации.

Список использованных источников

1. В.А.Иктисанов. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001, с.41-53.

2. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика под редакцией В.М.Запорожца. - М.: Недра, 1983, с.201-203.

3. Патент РФ № 2243372, Е 21 В 47/00. Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин. / Фархуллин Р.Г., Никашев О.А., Хайруллин М.Х. и др. - 2004.

4. Патент на полезную модель № 41081 «Устройство для исследования горизонтальных скважин», 2004.

Claims

Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов путем размещения непосредственно в интервалах притока глубинных приборов и одновременной регистрации давления и температуры во всех продуцирующих интервалах ствола скважины в течение всего процесса исследования и построения по результатам измерений термограмм и барограмм, отличающийся тем, что температуру и давление регистрируют во всех продуцирующих интервалах ствола скважины при нестационарном режиме работы, по полученным термограммам строят графики производных температуры напротив каждого продуцирующего интервала и по ним определяют длительность нестационарного режима изменения температуры в окрестности скважины, определяют коэффициент отношения производных температуры, затем определяют скорость фильтрации флюида в каждом продуцирующем интервале по отношению:

υ_i=υ₀/(1+m),

где υ₀ - суммарная линейная скорость флюида в стволе скважины, определяемая по устьевым замерам;

m - коэффициент отношения производных температуры, а по кривой барометрии при остановке скважины определяют градиент давления в исследуемых пропластках и по скорости фильтрации флюида в каждом продуцирующем интервале и градиенту давления определяют проницаемость и гидропроводность каждого продуцирующего интервала.