RU2645692C1 - Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине - Google Patents

Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине Download PDF

Info

Publication number
RU2645692C1
RU2645692C1 RU2016150448A RU2016150448A RU2645692C1 RU 2645692 C1 RU2645692 C1 RU 2645692C1 RU 2016150448 A RU2016150448 A RU 2016150448A RU 2016150448 A RU2016150448 A RU 2016150448A RU 2645692 C1 RU2645692 C1 RU 2645692C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
perforation
well
temperature
intervals
produced fluid
Prior art date
Application number
RU2016150448A
Other languages
English (en)
Inventor
Валерий Васильевич Шако
Вячеслав Павлович ПИМЕНОВ
Лев Андреевич Котляр
Original Assignee
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмберже Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority to RU2016150448A priority Critical patent/RU2645692C1/ru
Priority to US15/849,713 priority patent/US20180171780A1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2645692C1 publication Critical patent/RU2645692C1/ru

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06Measuring temperature or pressure
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/103Locating fluid leaks, intrusions or movements using thermal measurements
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07Temperature
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10Locating fluid leaks, intrusions or movements

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Operations Research (AREA)
  • Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Технический результат заключается в повышении точности определения профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Способ предусматривает осуществление измерений забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, а также посредством датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации. Измерения температуры и забойного давления осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта. Оценивают суммарный дебит скважины и рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для всех датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше интервалов перфорации, после чего определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации. 5 ил.

Description

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации.
Определение профиля притока из многозонной скважины является важной задачей. Определение дебита отдельных интервалов перфорации необходимо, в частности, для принятия решения о необходимости проведения кислотной обработки, повторной перфорации и т.д..
Определение профиля притока обычно проводят во время промыслового каротажа добывающей скважины с помощью механических расходомеров (см., например, Hill, A.D.,. Production Logging - Theoretical and Interpretive Elements, SPE Monograph Series., 2002, стр. 61). Основными недостатками этого способа являются необходимость проведения специального каротажа скважины (в дополнение к операциям, проводимым в скважине во время перфорации и опробования скважины) и сложность определения дебитов малопродуктивных пластов.
Вклад различных интервалов перфорации может быть оценен также с помощью данных температурного каротажа добывающей скважины (см. Череменский Г.А., Прикладная геотермия, М. Недра, 224 стр., стр. №181) или из анализа нестационарных температурных данных, полученных при изменении дебита скважины (см. Чекалюк, Е.Б., Термодинамика нефтяного пласта, Москва, 1965, 234 стр., стр. №88, или Ramazanov, A., Valiullin, R.А., Shako, V., Pimenov, V., Sadretdinov, A., Fedorov, V., Belov, K., 2010. Thermal Modeling for Characterization of Near Wellbore Zone and Zonal Allocation, SPE 136256-MS). К недостаткам этих способов можно отнести необходимость анализа относительно небольших температурных сигналов и необходимость проведения специальных каротажей скважины или установки в скважине специального оборудования.
В соответствии с предлагаемым способом осуществляют измерения забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, а также датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации.
Измерения температуры и забойного давления осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта. Оценивают суммарный дебит скважины и рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для всех датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше интервалов перфорации, после чего определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения суммарный дебит скважины определяют посредством измерения расхода на поверхности или в скважине.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения суммарный дебит скважины определяют посредством расчета расхода по изменению забойного давления.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения суммарный дебит скважины определяют посредством расчета расхода с использованием забойного давления и численного моделирования многопластовой добывающей скважины.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 показана схема скважины с двумя интервалами перфорации, на фиг. 2 приведен пример забойного давления P0(t) и температур добываемого флюида T1(t) и T2(t) выше интервалов перфорации, на фиг. 3 показан дебит скважины, рассчитанный для давления, приведенного на Фиг. 2, на фиг. 4 приведена полная избыточная тепловая энергия добываемого флюида (рассчитанная по температуре Т2, сплошная линия) и соответствующая энергия, рассчитанная по температуре T2, на фиг. 5 показан алгоритм определения профиля притока с использованием численного моделирования многопластовой добывающей скважины.
Данное изобретение предлагает определять профиль притока в скважинах с несколькими интервалами перфорации с использованием результатов измерения скважинного давления и результатов измерения температуры с помощью датчиков, установленных на перфорационной колонне. Температуру надо измерять выше каждого интервала перфорации и на забое скважины, ниже всех интервалов перфорации.
Способ предусматривает измерение забойного давления P0(t) и забойной температуры T0(t), которая определяет среднюю температуру пород в рассматриваемом интервале глубин. Измерения осуществляют с помощью датчиков, установленных на перфорационной колонне в скважине ниже всех интервалов перфорации, а также измерения температуры Ti(t) добываемого флюида (i=1,2,..,m, m есть число интервалов перфорации) с помощью датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации.
Измерения давления P0(t) и температуры Ti(t) (i=0,1,..,m) начинают до перфорации (что позволяет определить пластовое давление и геотермальную температуру и продолжать измерение в течение нескольких часов после перфорации, до тех пор, пока температура добываемого флюида, нагретого благодаря энергии перфорационного взрыва, не вернется к первоначальной температуре пласта). При взрыве перфорационных зарядов часть энергии идет на испарение скважинного флюида и на энергию кумулятивной струи, но большая часть энергии идет на нагрев перфорационной колонны, обсадной трубы и породы вблизи скважины. Нагрев добываемого флюида происходит при его контакте с этими телами.
Затем оценивают суммарный дебит скважины Q(t), используя один из следующих способов:
- измерение расхода на поверхности или в скважине,
- расчет расхода по изменению забойного давления P0(t) (если добываемый флюид не достигает поверхности),
- расчет расхода с использованием забойного давления P0(t) и численного моделирования многопластовой добывающей скважины.
Параметры (проницаемости и скин факторы), определяющие продуктивность отдельных пластов, принимаются равными средним значениям, которые определяются в результате традиционного гидродинамического исследования скважины.
Рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для каждого температурного датчика
Figure 00000001
где Tf - средняя температура пород в рассматриваемом интервале глубин (определяемая T0(t) и практически равная ей),
Figure 00000002
- объемная теплоемкость флюида.
Дебит отдельных интервалов перфорации рассчитывают по величинам Ei и известным количествам перфорационных зарядов в каждом перфорационном интервале.
Рассмотрим случай малодебитной скважины, когда в первые часы после перфорации нет излива добываемого флюида на поверхность.
Схема скважины с перфорационной колонной, пакером и двумя интервалами перфорации приведена на Фиг. 1, где показаны пакер - 1, клапан - 2, датчик температуры Т2 - 3, датчик температуры Т1 - 4, датчики забойной температуры и давления Т0, Р0 - 5, вторая зона притока - 6, первая зона притока - 7, второй интервал перфорации - 8, первый интервал перфорации - 9.
На Фиг. 2 приведен синтетический пример забойного давления P0(t) и температур добываемого флюида T1(t) и Т2(t) выше интервалов перфорации. Толстая кривая соответствует забойному давлению, которое равно ~50 бар перед перфорацией и увеличивается до пластового давления (около 85 бар) во время добычи в соответствии с тем, что поднимается уровень флюида в добывающей трубе. В данном случае принято, что интервалы перфорации имеют одинаковую протяженность и одинаковое количество перфорационных зарядов.
Если нет излива добываемого флюида на поверхность, суммарный дебит скважины Q(t) может быть рассчитан по забойному давлению P0(t):
Figure 00000003
где rt - внутренний радиус трубы, g=9.81 - м/с2 ускорение свободного падения,
Figure 00000004
- плотность флюида.
На Фиг. 3 показан дебит скважины, рассчитанный по этой формуле для давления, приведенного на Фиг. 2 (для
Figure 00000004
=850 кг/м3, rt=0.038 м). Рассчитанный дебит далее используют для определения профиля притока.
В случае, если суммарный дебит скважины измерялся в скважине или на поверхности, этот дебит непосредственно используется для определения профиля притока.
Графики температуры T1 и Т2 (Фиг. 2) показывают, что сразу после перфорации температура потока добываемого флюида значительно больше (в данном случае на ~20 С), чем температура пород Tf (точки на Фиг. 2). Эта температура определяется нагревом скважинного флюида при взрыве и нагревом пластового флюида при его контакте с горячей породой, обсадной колонной и перфорационной колонной. Следует отметить, что температура породы может быть оценена по результатам измерения температуры в скважине перед перфорацией.
Поток пластового флюида охлаждает околоскважинную породу, обсадную и перфорационную колонну и через некоторое время (tp=5÷10 час) после перфорации измеренные в скважине температуры приближаются к невозмущенной температуре пород (Фиг. 2). Это означает, что тепловая часть Еm энергии взрыва перфорационных зарядов трансформировалась в избыточную тепловую энергию добытого флюида.
В данном случае m=2 и Em≡E2. Используя температуру Т2, измеренную датчиком, который расположен выше всех интервалов перфорации, и дебит скважины Q(t), эту энергию можно рассчитать по формуле:
Figure 00000005
Сплошная линия на Фиг. 4 показывает избыточную тепловую энергию добываемого флюида для данных, приведенных на Фиг. 2. Видно, что через ~3 часа после перфорации Е2 достигает своего наибольшего значения Е2≈16.5 МДж.
Полная энергия перфорационного взрыва, рассчитанная по удельной энергии взрыва и массе взрывчатого вещества, в рассматриваемом случае составляет Ее≈28 МДж. Это означает, что приблизительно δ=60% от энергии взрыва было преобразовано в тепловую энергию породы, обсадной и перфорационной колонны:
Em=δ⋅Ee.
Оставшаяся часть энергии взрыва (около 40%) была затрачена на разрушение породы, генерацию ударных волн в породе и в скважине или была быстро вынесена за пределы рассматриваемого интервала с газообразными продуктами взрыва.
Предлагаемая в данном изобретении процедура расчета дебита отдельных интервалов перфорации основана на следующих предположениях:
- величина δ одинакова для разных интервалов перфорации,
- флюиды, поступающие в скважину из разных интервалов перфорации, имеют одинаковые объемные теплоемкости,
- расстояние между интервалами перфорации невелико и можно пренебречь потерями тепловой энергии флюида в окружающие породы между интервалами перфорации,
- продолжительность добычи после перфорации и дебиты скважины достаточно велики, так что измеряемая датчиками температура флюида снижается до температуры невозмущенных пород.
Пусть m - число интервалов перфорации,
Qi есть дебит из iго интервала,
Figure 00000006
- суммарный дебит скважины,
Figure 00000007
есть дебит скважины из нижних i перфорационных интервалов, отнесенный к суммарному дебиту скважины (γm=1),
ni есть число перфорационных зарядов в iм интервале перфорации,
Figure 00000008
есть полное число перфорационных зарядов в скважине,
Figure 00000009
есть число зарядов в нижних i интервалах перфорации, отнесенное к полному число перфорационных зарядов в скважине (bm=1),
Тi(t) есть температура флюида, измеренная датчиком температуры, расположенным выше iго интервала перфорации.
Дебит отдельных интервалов перфорации (на начальном этапе значения γi) рассчитывают с использованием закона сохранения энергии, который записывают для всех интервалов (i=1,2,..m):
Figure 00000010
или
Figure 00000011
где i=1,2,..m,
Figure 00000012
Искомые относительные продуктивности уi (yi=Qi/Q,
Figure 00000013
) отдельных перфорационных интервалов рассчитывают по формулам:
Figure 00000014
В рассматриваемом случае двух интервалов перфорации (m=2) и одинакового числа перфорационных зарядов в интервалах (b1=0.5) рассчитанная энергия Е1(t) показана на Фиг. 4 пунктирной линией.
Расчетное значение безразмерного дебита γ1(t) выходит на приблизительно постоянное значение через ~3 часа после перфорации: γ1=y1≈0.7.
В общем случае нестационарный дебит скважины Q(t) может быть рассчитан с использованием измеренного забойного давления P0(t) и численной модели многопластовой добывающей скважины, в которую в качестве свободных параметров входят проницаемости {ki} и скины {si} продуктивных пластов. Значения этих параметров могут быть найдены с использованием итерационной процедуры, алгоритм которой приведен на Фиг. 5.
Первоначальный набор параметров, характеризующих продуктивные интервалы {ki, si}, определяется с помощью традиционного гидродинамического исследования (ГДИ) скважины в предположении, что все пласты имеют одни и те же свойства. Для этих параметров с использованием измеренного забойного давления P0(t) рассчитывают общий дебит скважины Q(t) и относительные дебиты отдельных пластов {yki}. Затем, используя найденный дебит Q(t) и температуры {Ti(t)}, измеренными датчиками, расположенными выше продуктивных пластов, с использованием описанной выше процедуры находят относительные дебиты
Figure 00000015
и сравнивают два полученных набора чисел, характеризующих профиль притока, например, рассчитывают величину невязки S:
Figure 00000016
Если S меньше заданной величины невязки ε: S<ε, то данный набор параметров принимается в качестве решения задачи. В противном случае значения параметров {ki,si} изменяют, и вычисления продолжают до тех пор, пока векторы {yki} и
Figure 00000015
с заданной точностью не совпадут.

Claims (9)

1. Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине, в соответствии с которым:
- осуществляют измерения забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, причем измерения осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта,
- осуществляют измерения температуры добываемого флюида посредством датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации,
- оценивают суммарный дебит скважины,
- рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для каждого датчика температуры, установленного на перфорационной колонне выше интервалов перфорации и
- определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации.
2. Способ по п. 1, в котором суммарный дебит скважины определяют посредством измерения расхода на поверхности или в скважине.
3. Способ по п. 1, в котором суммарный дебит скважины определяют посредством расчета расхода по изменению забойного давления.
4. Способ по п. 1, в котором суммарный дебит скважины определяют посредством расчета расхода с использованием забойного давления и численного моделирования многопластовой добывающей скважины.
RU2016150448A 2016-12-21 2016-12-21 Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине RU2645692C1 (ru)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016150448A RU2645692C1 (ru) 2016-12-21 2016-12-21 Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине
US15/849,713 US20180171780A1 (en) 2016-12-21 2017-12-21 Method for determining an inflow profile in a multilayer well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016150448A RU2645692C1 (ru) 2016-12-21 2016-12-21 Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2645692C1 true RU2645692C1 (ru) 2018-02-27

Family

ID=61258818

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016150448A RU2645692C1 (ru) 2016-12-21 2016-12-21 Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине

Country Status (2)

Country Link
US (1) US20180171780A1 (ru)
RU (1) RU2645692C1 (ru)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109469474B (zh) * 2018-12-05 2021-11-02 中国矿业大学(北京) 基于下向穿层钻孔同时测定多煤层瓦斯压力的装置及方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1421858A1 (ru) * 1986-11-19 1988-09-07 Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа Способ определени профил притока флюида в действующей газовой скважине и устройство дл его осуществлени
RU2474687C1 (ru) * 2011-10-26 2013-02-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей
RU2531499C1 (ru) * 2013-08-23 2014-10-20 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине
RU2539084C1 (ru) * 2013-11-19 2015-01-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1421858A1 (ru) * 1986-11-19 1988-09-07 Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа Способ определени профил притока флюида в действующей газовой скважине и устройство дл его осуществлени
RU2474687C1 (ru) * 2011-10-26 2013-02-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей
RU2531499C1 (ru) * 2013-08-23 2014-10-20 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине
US20150053398A1 (en) * 2013-08-23 2015-02-26 Schlumberger Technology Corporation Method for determining an inflow profile of multilayer reservoir fluids in a wellbore
RU2539084C1 (ru) * 2013-11-19 2015-01-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине

Also Published As

Publication number Publication date
US20180171780A1 (en) 2018-06-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10233744B2 (en) Methods, apparatus, and systems for steam flow profiling
US10570729B2 (en) Thermally induced low flow rate fracturing
US9163499B2 (en) Method of determining reservoir pressure
US9348058B2 (en) Method for determining the profile of an inflow and the parameters of a well-surrounding area in a multipay well
CA2898876C (en) Modeling acid distribution for acid stimulation of a formation
CN107842361B (zh) 原始地层温度、空井筒静态温度、环空静态温度以及环空动态温度的测量方法
US9777571B2 (en) Method for determining regions for stimulation along two parallel adjacent wellbores in a hydrocarbon formation
CA3089697A1 (en) Methods for estimating hydraulic fracture surface area
US20160003026A1 (en) Method of determining reservoir pressure
NO342159B1 (en) A method and system for real-time fluid flow monitoring in a wellbore
RU2580547C1 (ru) Способ определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине
US20200291774A1 (en) Determining Fracture Surface Area in a Well
RU2422633C1 (ru) Способ изучения свойств горного массива и устройство для его осуществления
Hoang et al. Injection profiling during limited-entry fracturing using distributed-temperature-sensor data
RU2645692C1 (ru) Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине
EP3631164A1 (en) Improvements in or relating to injection wells
RU2474687C1 (ru) Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей
US11236608B2 (en) Method for injectivity profiling of injection wells
McLean et al. Application of numerical methods for geothermal pressure transient analysis: A deflagration case study from New Zealand
US20160061025A1 (en) Method for determining downhole pressure
RU2531499C1 (ru) Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине
US11352872B2 (en) Temperature measurement correction in producing wells
Chadwick et al. Production logging challenges in horizontal shale gas wells
Saripalli Analytical Modeling of Cyclic Steam Stimulation Process for a Horizontal Well Configuration
Ahmed An Analytical Approach to Utilize Temperature and Pressure Profile of a Multi-zone Well in Estimating Zonal Flow Contributions