Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для оценки состояний коллекторов призабойной зоны пласта на стадии разведочного и эксплуатационного бурения скважин. Сущность изобретения: способ заключается в том, что проводят гидродинамические исследования скважины по кривой изменения давления в скважине после ее остановки с последующей обработкой результатов исследования одновременно по схеме бесконечного и конечного пластов и сопоставлением полученных по обеим схемам расчетных данных. В результате определяют искомое соотношение фактического и потенциального коэффициентов продуктивности скважины. По полученному искомому отношению определяют состояние призабойной зоны скважины и его изменение в процессе эксплуатации. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

   С помощью Яндекс:  

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2083817
Класс(ы) патента: E21B47/00
Номер заявки: 96101106/03
Дата подачи заявки: 30.01.1996
Дата публикации: 10.07.1997
Заявитель(и): Акционерное общество открытого типа "Пурнефтеотдача"
Автор(ы): Заволжский В.Б.; Умрихин И.Д.; Монастырев В.А.; Смирнов Ю.М.; Абдульманов Г.Ш.; Днепровская Н.И.; Радченко В.С.; Дорохов Ю.О.
Патентообладатель(и): Акционерное общество открытого типа "Пурнефтеотдача"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для оценки состояния коллекторов призабойной зоны пласта (сокращенно ПЗП) на стадии разведочного и эксплуатационного бурения скважин на месторождении, а также в процессе его разработки.
В процессе бурения и вскрытия продуктивных пластов (нефтяных и газовых), а также в процессе эксплуатации скважин может происходить загрязнение коллекторов в ПЗП глинистым раствором или в результате осадкообразования, приводящее к тому, что фактический дебит скважин может быть многократно меньше потенциального.
Кроме того, дебит скважин может оказаться меньше потенциального из-за несовершенства характера вскрытия пластов.
Определение степени загрязнения коллекторов ПЗП и несовершенства вскрытия пластов позволяет спланировать мероприятия по преодолению этих негативных факторов и на этой основе добиться увеличения дебитов скважин.
Кроме того, данные, полученные при определении степени загрязнения ПЗП и несовершенства характера вскрытия, выполненном до и после проведения оздоровительных мероприятий, позволяют оценить технологическую и, соответственно, экономическую эффективность этих мероприятий и на этой основе оптимизировать технологию воздействия на ПЗП, то есть добиться увеличения ее экономичности.
Известны гидродинамические исследования скважин, предусматривающие снятие и обработку кривых восстановления давления (для добывающих скважин) или падения давления (для нагнетательных скважин) (сокращенно КВД или КПД) в стволах скважин после остановки их эксплуатации. Эти исследования выполняются для определения коллекторских свойств пласта в районе влияния скважин. Однако существующая методика обработки КВД или КПД не позволяет достоверно оценить степень загрязнения ПЗП и несовершенство характера вскрытия пластов.
Известен способ исследования скважин, включающий пуск скважины в работу на заданные режимы и измерения забойного давления и дебита на каждом режиме в условиях установившегося (стационарного) характера фильтрации жидкости в районе влияния скважины [1]
Способ позволяет определить величину фактического коэффициента продуктивности, с использованием которого определяют потенциальный коэффициент продуктивности. По соотношению фактического и потенциального коэффициента продуктивности возможно вычислить величину обобщенного показателя, называемого SKIN-эффектом (обозначенного ниже как S), под которым понимают величину дополнительного фильтрационного сопротивления, обусловленного загрязнением ПЗП и несовершенством характера вскрытия продуктивных пластов в скважинах. По известному способу S находится из следующей формулы:

где Q приведенный к пластовым условиям установившийся дебит скважин;
k и h проницаемость и толщина продуктивных пластов соответственно;
μ вязкость насыщающего пласт подвижного флюида (нефти или газа);
Rк и rc радиусы контура питания и скважины соответственно;
Pк и Pc пластовое и забойное давление, соответственно.
Из формулы (1) находится фактическое значение коэффициента продуктивности (Kф):

При этом параметр гидропроводности пласта (kh/μ) для формулы (1) может определяться путем обработки КВД по формулам нестационарного режима фильтрации или быть найден другими способами.
Потенциальное значение коэффициента продуктивности скважины при этом находится по формуле (2) из условия S=0.
Однако нет четких критериев установившегося состояния и рекомендаций по технологии исследования в отношении времени работы скважин на каждом последующем режиме, что приводит к необходимости увеличения продолжительности периода исследований скважин на каждом из режимов эксплуатации.
Кроме того, по известному способу желательно дополнительно исследовать скважины по методу КВД (или КПД) для наиболее точного определения величины используемого в расчетах показателя гидропроводности продуктивных пластов.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению, является способ определения состояния призабойной зоны скважины [2]
Способ заключается в том, что производят гидродинамические исследования скважины для определения соотношения фактического и потенциального коэффициентов продуктивности скважины, по которому определяют состояние призабойной зоны скважины и его изменения в процессе эксплуатации, причем гидродинамические исследования скважины осуществляют по методу установившихся отборов с дифференциацией продолжительности времени выдержки скважин на каждом из режимов работы в соответствии с предложенными критериями.
Данный способ позволяет минимизировать продолжительность исследований по методу установившихся отборов, но необходимость в использовании этого метода исследований, так же как и желательность дополнительных исследований скважин по методу КВД (или КПД) сохраняется.
В основу изобретения положена задача разработать способ определения состояния призабойной зоны скважины, в котором за счет проведения гидродинамических исследований без применения метода исследования на режимах установившихся отборов сокращалось бы время исследований с сохранением точности определения соотношения фактического и потенциального коэффициентов продуктивности скважины.
Поставленная задача решается тем, что в способе определения состояния призабойной зоны скважины, заключающемся в том, что производят гидродинамические исследования скважины для определения соотношения фактического и потенциального коэффициентов продуктивности скважины, по которому определяют состояние призабойной зоны скважины и его изменение в процессе эксплуатации, согласно изобретению, гидродинамические исследования скважины производят по кривой изменения давления в скважине после ее остановки с последующими обработкой результатов исследования одновременно по схеме бесконечного и конечного пластов и сопоставлением полученных по обеим схемам расчетных данных, в результате чего определяют искомое соотношение фактического и потенциального коэффициентов продуктивности скважины.
Для добывающей скважины в качестве кривой изменения давления в скважине после ее остановки используют кривую восстановления давления или уровня в скважине.
Для нагнетательной скважины в качестве кривой изменения давления в скважине после ее остановки используют кривую падения давления или уровня в скважине.
Предлагаемый способ обеспечивает уменьшение стоимости промысловых исследований в результате значительного сокращения продолжительности их осуществления. Это обусловлено тем, что по предлагаемому способу исследования производятся лишь по одному методу методу кривой восстановления давления (или КПД). Это, в свою очередь, позволяет более оперативно производить технологические оздоровительные мероприятия, прогнозировать состояние скважины и, таким образом, добиться увеличения дебитов скважины.
На фиг. 1 изображена кривая восстановления давления; на фиг. 2 - преобразованная по схеме конечного пласта кривая восстановления давления.
Способ определения состояния призабойной зоны скважины осуществляется следующим образом. Производят остановку скважины с одновременным измерением динамики восстановления давления (или снижения для нагнетательных скважин), на основе чего строят соответствующие кривые КВД (КПД), пример одной из которых приведен на фиг. 1, где по оси абсцисс отложен Int, а по оси ординат -
Затем на основе построенной кривой, например КВД, осуществляют обработку результатов исследований по схеме бесконечного и конечного пластов.
Интерпретация КВД (или КПД) проводится:
применительно к схеме бесконечного пласта по формуле:

применительно к схеме ограниченного пласта по формулам:

которая для случая практически значимого интервала времени исследований может быть представлена в следующем упрощенном виде:

или, если величина пластового давления (Pпл) точно не известна:

Здесь:

Pк и Pсо давление на контуре питания и на забое скважины до ее остановки;
Pc(t) давление на забое скважины после ее остановки;
Q дебит скважины до остановки;
k, h проницаемость и толщина коллекторов;
μ вязкость пластового флюида (нефти или газа);
rc, Rк радиусы скважины (без учета ее несовершенства) и контура питания;
k пьезопроводность продуктивного пласта;
Xn корень уравнения I0 (Xn)=0,
I0, I1 функция Бесселя действительного аргумента нулевого и первого порядка первого ряда.
Перестраивая КВД в координатах P/Q, ln(t), по асимптоте определяются параметры гидропроводности (kh/m) и приведенной, то есть учитывающей несовершенство скважины и ПЗП, пьезопроводности (k /rспр.), которые в соответствии с формулой (3) будут равны:

где tgα угол наклона преобразованной КВД к оси абсцисс;
B отрезок, отсекаемый на оси ординат при продолжении преобразованной КВД с этой осью.
Перестраивая КВД в координатах ln(dΔP/dt), t, получают уравнение прямой, по углу наклона которой к оси абсцисс (β) и отсекаемому на оси ординат при продолжении прямой до ее пересечения с этой осью отрезку B1 определяются дополнительно параметр ( k /Rk2) и параметр гидропроводности (kh/ m ), которые в соответствии с формулами (5) и (6) будут равны;

Критерием выбора качественных участков КВД, то есть пригодных для оценки несовершенства скважины, при этом является равенство величин параметра гидропроводности, получаемых по формулам (8) и (9).
Получаемые из формул (8) и (9) значения параметров (κ/(rc)2) и (k/Rk2) позволяют определить величину фактического фильтрационного сопротивления, равного ln(Rк/rc прив.), то есть используя которое по формуле (2) находится значение фактического и потенциального (при S=0) коэффициентов продуктивности (Kф и Kп), искомое отношение которых отражает загрязнение ПЗП и несовершенство характера вскрытия пласта в скважине.
Пример 1. В качестве примера реализации способа для определения по КВД потенциала скважины приведены результаты обработки кривой восстановления давления скважины нефтяного месторождения N 1.
На фиг. 1 приведена преобразованная в координатах Δp/Q, lnt кривая восстановления давления (КВД), по асимптоте которой, используя формулу (8), определяли параметры гидропроводности и приведенной пьезопроводности:

Эту КВД обрабатывали по формулам схемы конечного пласта (9) и (6) в координатах ln(dΔP/dt) t (фиг.2). Участок для определения параметров (kh/μ) и (k/Rk2) преобразованной КВД выбирали во временном интервале, использованном для определения величины гидропроводности по схеме бесконечного пласта. В этом случае получили kh/m= 20 д·см/спз; k/Rk2= 1,56·10-6 1/с. Затем определяли Rк/rc:

После этого по формуле (2) Дюпюи находили фактическое значение коэффициента продуктивности:

Для нахождения потенциальной продуктивности скважины, то есть ее продуктивности при отсутствии загрязнения ПЗП и совершенного характера вскрытия пласта в скважине, в формулу Дюпюи (2) подставляли идеальные значения Rк (в рассматриваемом примере это половина расстояния между скважинами) и rc (радиус скважины по долоту). При этом величину гидропроводности определяли по КВД.
В данном случае для скважины N 1 потенциальный коэффициент продуктивности равен:

Таким образом, отношение фактического коэффициента продуктивности к потенциальному равно:

Следовательно, фактический дебит скважин составляет порядка 55% от потенциального.
Пример 2. В качестве примера реализации способа для определения по КВД эффекта от применения методов обработки ПЗП покажем результаты обработки КВД скважины N 2 нефтяного месторождения.
Скважина N 2 была исследована методом восстановления давления до и после проведения в ней соляно-кислотной обработки. Полученные кривые восстановления давления были обработаны по вышеизложенной методике, аналогично первому примеру кривой восстановления давления скважины N 1 по схемам конечного и бесконечного пластов.
Получены следующие результаты:
величина гидропроводности практически не изменилась до и после проведения соляно-кислотной обработки HCl kh/μ 31 д·см/спз,
величина приведенной пьезопроводности изменилась существенно:

величина параметра κ/R2k изменилась более, чем в 2 раза:

величина фактического коэффициента продуктивности скважины 2 равна:
до HCl Kф 1,26 м3/cут·ат
после HCl Kф 8,73 м3/сут·ат
потенциальный коэффициент продуктивности по двум кривым восстановления давления равен Kп 2,17 м3/сут·ат
величина коэффициента ОКП Kф/Kп равна:
до HCl ОКП 0,58 (несовершенство, скин-эффект S 5,31)
после HCl ОКП 4,14 (совершенство, скин-эффект S -6,63)
Затраты времени на проведение работ по определению величин SKIN-эффектов по предлагаемому способу в каждом из указанных примеров составили 2 дня (обработка данных проводилась на ПЭВМ), в том числе на собственно исследование скважины 1 день.
По известному способу определение величин SKIN-эффектов в каждом из указанных примеров требует дополнительно по 8-12 суток (в среднем 10 суток). В том числе в течение 8-ми суток средний дебит скважины должен поддерживаться на уровне 50% от нормального эксплуатационного дебита.
Таким образом, предлагаемый способ в сравнении с известным обеспечивает экономический эффект, слагаемый из уменьшения стоимости промысловых исследований в результате резкого сокращения их продолжительности и обусловленного этим некоторого увеличения объема добычи нефти (в рассмотренных примерах ΔQн 180 и 720 т).
Формула изобретения: 1. Способ определения состояния призабойной зоны скважины, заключающийся в том, что производят гидродинамические исследования скважины для определения соотношения фактического и потенциального коэффициентов продуктивности скважины, по которому определяют состояние призабойной зоны скважины и его изменение в процессе эксплуатации, отличающийся тем, что гидродинамические исследования скважины производят по кривой изменения давления в скважине после ее остановки с последующей обработкой результатов исследования одновременно по схеме бесконечного и конечного пластов и сопоставлением полученных по обеим схемам расчетных данных, в результате чего определяют искомое соотношение фактического и потенциального коэффициентов продуктивности скважины.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для добывающей скважины в качестве кривой изменения давления в скважине после ее остановки используют кривую восстановления давления или уровня в скважине.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для нагнетательной скважины в качестве кривой изменения давления в скважине после ее остановки используют кривую падения давления или уровня в скважине.